Размещено на http://www.allbest.ru/ Содержание Введение 1. Технологическая часть 1.1 Назначение, краткая характеристика процесса, выбор схемы 1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов 1.3 Применение готовой продукции 1.4 Теоретические основы проектируемого процесса 1.5 Проектирование и описание технологического процесса. Нормы технологического режима 1.6 Аналитический контроль процесса 1.7 Автоматизация технологического процесса 1.8 Охрана труда 1.9 Охрана окружающей среды 2. Расчетная часть 2.1 Материальный баланс процесса 2.2 Материальный баланс аппарата Р-1 2.3 Тепловой баланс аппарата Р-1 2.4 Расчет основных конструктивных размеров аппарата Р-1 3. Экономическая часть 3.1 Расчет затрат на сырье 3.2 Расчет затрат на вспомогательные материалы 3.3 Расчет затрат на энергию 3.4 Расчет УПР 3.5 Расчет не калькулируемой продукции 3.6 Расчет калькулируемой продукции 3.7 Расчет внутризаводских цен 3.8 Расчет товарной продукции за декабрь 2000 года 3.9 Анализ ТП за счет объема переработанного сырья Размещено на http://www.allbest.ru/ 3.10 Анализ ТП за счет отбора целевых продуктов 3.11 Расчет прибыли 3.12 Расчет уровня рентабельности 3.13 Пути увеличения рентабельности Выводы Литература 2 Размещено на http://www.allbest.ru/ 3 Введение В нефтепереработке гидроочистка сырья является заключительной операцией очистки нефтепродуктов, которую проходят почти все нефтяные топлива прямой гонки, крекинга и риформинга, так и вторичного происхождения: бензин, керосин, дизельное топливо и вакуумный газойль. Процесс гидроочистки применяется для облагораживания компонентов смазочных масел и парафинов. Гидроочистка представляет одну из разновидностей гидрогенизационного процесса и протекает в условиях близких к условиям гидрокрекинга и на тех же катализаторах. В процессе гидроочистки из нефтепродуктов удаляются соединения серы, азота, кислорода и некоторых металлов, гидрируются ненасыщенные углеводороды. При гидроочистке одновременно происходит также гидрирование нестабильных непредельных углеводородов до соответствующих предельных. Образовавшиеся продукты гидрирования отделяются от нефтепродуктов путем поглощения их сорбентами (этаноламина, раствором гидроксида натрия). Размещено на http://www.allbest.ru/ 4 1. Технологическая часть 1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса и обоснование выбора схемы проектируемого процесса Установка гидроочистки дизельных топлив предназначена для удаления органических сернистых соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации. Установка состоит из следующих взаимосвязанных блоков (отделений): 1. Реакторный блок предназначен для очистки дизельных фракций от серы путем гидрирования на катализаторе сернистых соединений. 2. Блок стабилизации гидроочищенного дизельного топлива – где осуществляется выделение легких бензиновых фракций и углеводородных газов. 3. Блок очистки циркулирующего водородсодержащего газа, углеводородных газов от сероводорода и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА). Компоненты сырья: легкий газойль с установок 43-103, КТ – 1, а также дизельное топливо с установок АВТ и АТ поступают в резервуары товарного парка. Сырье из резервуаров товарного парка забирается насосами и поступает на установки гидроочистки Л-24-6, 7, 9. Далее сырье поступает на щит смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), нагнетаемым поршневыми компрессорами и свежим ВСГ, поступающим с установок 35-11/1000, 35-11/600. Установки Л-24-9, Л-24-6, Л-24-7 находятся на небольшом расстоянии друг от друга и от установок 43-103, КТ-1, АВТ, АТ и от установок поставляющих ВСГ, что обуславливает небольшую длину и малую металлоемкость трубопроводов, следовательно – меньше потери скорости сырья, меньше гидравлическое сопротивление, за счет небольшого Размещено на http://www.allbest.ru/ 5 количества конфигураций, изгибов трубопровода. При этом на насосы и компрессоры действуют небольшие нагрузки, что значительно снижает материальные и энергетические затраты. Гидроочищенное дизельное летнее топливо после гидроочистки – используется в качестве компонентов при получении товарных летних дизельных топлив, печного топлива, топлива для газотурбинных установок и поступает в парки готовой продукции. Размещено на http://www.allbest.ru/ 1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов Таблица № 1 Наименование продукта. ГОСТ, ТУ, СТП. Показатели ГОСТ, ТУ, СТП. Допустимые 1 2 3 4 I. Сырье СТП 010600-401-108-84 1.Фракционный состав: 1.Компаненты топлива - 50% вскипает при температуре, С не выше 280 дизельного «Л» - 96% вскипает при температуре, С не выше 360 2. Температура застывания, С не выше -10 или 0 3. Температура помутнения С не выше минус 5 4. Температура вспышки в открытом тигле, С не ниже 65 5. Массовая доля серы, % Не нормируется, определение обязательно 2. Газойль легкий СТП 010600-401228-89 каталитический 1.Фракционный состав: - 50% выкипает при температуре, С не выше 275 - 96% выкипает при температуре, С не выше 360 2. Цвет до светло коричневого 3. Температура помутнения минус 5 С не выше 3. Мотоалкилат 4. Флегма термических крекингов СТП 010600-401140-86 _ 1.Фракционный состав: - температура начала перегонки, С не ниже 135 2.Испытание на медной пластинке выдерживает 1. Цвет визуально светло - коричневый 2. Температура конца кипения, С не более 360 Размещено на http://www.allbest.ru/ 5. Газ водородсодержащий ТУ-38-3011-79 7 1. Компонентный состав, % об.: ii. Получаемые продукты СПТ-010600-401233-84 а) содержание водорода, не менее 65 б) содержание сероводорода, не более 0,001 в) содержание кислорода, не более 0,2 г) содержание углекислогогаза, не более 0,5 д) содержание окиси углерода, не более 0,2 1. Фракционный состав: 1. Дизельное топливо летнее -50% перегоняется при температуре, С не выше 280 гидроочищение -96% перегоняется при температуре, С не выше 360 2. Температура застывания, С не выше минус 10 3. Температура помутненияС не выше минус 5 4. Температура вспышки в закрытом тигле, С не ниже 65 5. Массовая доля серы, % не более - при переработке смеси 30 % легкого каталитического газойля и 70% компонентов, % 0,13 а) трехокиси молибдена (МоО ) не менее 14,0 б) закиси никеля (NiО ) не менее 3,0 в) двуокиси кремния (SiО ) в пределах 6-10 2. Массовая доля вредных примесей, % не более а) окиси натрия (Na O) 0,15 в) окиси железа (Fe O ) 0,2 3. Насыпная плотность, г/см не менее 0,64 4. Размер гранул, мм 4 а) диаметр, в пределах 1,5-5,0 б) длина при диаметре 3-5 мм в пределах 3-8 Размещено на http://www.allbest.ru/ 8 3. Насыпная плотность, г/см не менее 2,5 4. Массовая доля влаги, % не более 1,6 6. Индекс прочности, кг/мм не менее 2,5 7. Массовая доля крошки % размером менее 2,0 мм для гранул диаметром 3,0-5,0 мм не более 2,5 - Размером менее 1,0 мм для гранул диаметром 1,5-3,0 мм не более 100 8. Относительная активность обессериванию дизельного топлива при У= 2,5 час- 1,% для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, немогонного дизельного топлива 0,1 - при переработке прямогонного топлива 2. Газ кислый СТП 010600-401103-84 (сероводород) 6. Содержание сероводорода отсутствие 7. Содержание воды отсутствие Массовая доля H S и СО не 99,0 менее 3.Углеводородные газы _ Содержание сероводорода,% не более 0,2 III. Реагенты ТУ С-02-915-84 1. Массовая доля МЭА, % не менее 98,0 1. Моноэтаноламин Сорт 1 2. Массовая доля диэтаноламина, % не более 1,0 технический 2. Газ инертнный 3. Цветность в единицах оптической плотности, не СТП 010600-401179-83 более 2,5 4. Плотность при 20 С, г/см 1,015-1,018 5. Массовая доля воды, % не более 1,0 Для продувки систем установки Размещено на http://www.allbest.ru/ 1. Содержание кислорода, % не более 9 0,5 2. Точка росы, С не выше для регенерации катализатора: минус 40 1. Содержание кислорода, % не более 0,5 2. Содержание СО, % не более 1,2 3. Содержание горючих, % не более 0,5 4. Точка росы, С не выше минус 40 1. Массовая доля для активных компонентов, менее 105 IV. Катализатоторы 1.ГS-168 Шс ТУ 38-101938-83 ГЗК 2. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час – 1,% 2. ГО-117 ТУ 3810184-85 - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее 101 - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее 109 1.Массовая доля для активных компонентов, %: марка марка а) трехокиси молибдена (МоО А не менее 21,0 21,0 б) закиси никеля (NiО) не менее 7,0 6,0 А 2. Массовая доля вредных примесей, % не более: а) окиси натрия (Na O) 0,08 0,20 0,16 0,20 б) окиси железа (Fe O ) 0,8 3. Насыщенная плотность, г\ см не менее 1,5-5,0 1,0-5, 4. Размер гранул, мм 3,0-8,0 3,0-8, 0,8 а) средний диаметр в пределах б) средняя длина при диаметре 3,2-5,0 мм в пределах 5.Массовая доля влаги, % не более 6. Индекс прочности, кг/мм, не менее 2,3 3,0 Размещено на http://www.allbest.ru/ 7. Массовая доля крошки % размером менее 2,0 мм 10 1,3 1,2 для гранул диаметром 3,0-5,0 мм не более - Размером менее 1,0 мм для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не более 2,5 2,5 8. Относительная активность по обессериванию дизельного топлива при У=6 час1,%, не менее Относительная активность по 2,5 2,5 обессериванию дизельного топлива при У=6 час-1,% - для гранул диаметром 3,0-5,0 мм, не менее - для гранул диаметром 1,5-3,0 мм, не менее. 101 101 Размещено на http://www.allbest.ru/ 1.3 Применение готовой продукции Топливо дизельное летнее гидроочищенное используется в качестве компонента при получении товарных летних дизельных топлив, печного топлива, топлива для газотурбинных установок и направляется в товарный парк готовой продукции. Газ кислый (сероводород) – применяется в качестве сырья для производства серной кислоты на установке ЦСО (центральная сероочистка) методом мокрого катализа и расщепления. Углеводородные газы используются в качестве топливного газа. Углеводородный газ из К-3 направляются в заводскую топливную сеть и далее на установки. Углеводородные газы из К-4 сжигаются в печах П-1, 2 на данной установке. 1.4 Теоретические основы проектируемого процесса Сущность процесса гидроочистки состоит в превращении соединений, содержащих серу, азот, кислород и дальнейшем гидрированием с образованием летучих сернистых соединений, сероводорода, аммиака, воды, которые удаляются путем отпарки в ректификационных колонах. Одновременно происходит насыщение непредельных углеводородов и адсорбция катализатором металлов из состава металлоорганических соединений. Адсорбция – это массообменный процесс избирательного извлечения одного или группы компонентов из жидкой или газообразной смеси с помощью специально подобранного твердого поглотителя. Для осуществления этого процесса необходимо обеспечить все условия массообменных процессов. Особенность в этом случае составляет то, что поглотитель является твердым веществом. Он должен обладать высокой Размещено на http://www.allbest.ru/ избирательной и поглощательной способностью. 12 Эффективность определяется величиной активной поверхности адсорбента. Большую поверхность можно обеспечить двумя путями: уменьшением частиц или пористостью гранул. Адсорбция, в зависимости от условий процесса является обратным процессом, что позволяет осуществлять непрерывный процесс с регенерацией насыщенного адсорбента. При гидроочистке, частично протекают реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов, а так же реакция гидрокрекинга. При гидроочистке применяются катализаторы ГS-168 Ш, который содержит: трехокись молибдена (МоО ), закись никеля (NiО), двуокись кремния (SiО ) и катализатор ГО-117, содержащий: трехокись молибдена (МоО ) и закись никеля (NiО). По мере накопления на катализаторе углистых отложений активность катализатора понижается. При значительном падении активности, которая не может быть повышена изменением параметров процесса в допустимых пределах, реакторный блок переводится на цикл регенерации катализатора паровоздушной смесью. Основные реакции процесса гидроочистки Реакции сернистых соединений. Сернистые соединения представлены меркаптанами, сульфидами, полисульфидами, тиофенами. В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические с выделением сероводорода. Примеры реакций гидрирования сернистых соединений: а) меркаптаны: RSH + H – RH = H S. б) сульфиды: RSR + 2H - RH + R H + H S. в) дисульфиды: RSSR + 3H - 2RH + 2H S. г) тиофены: Размещено на http://www.allbest.ru/ Из перечисленных соединений наиболее трудно 13 поддаются превращениям циклические соединения серы – тиофены. С увеличением молекулярного веса и с увеличением температуры кипения сырья, уменьшается скорость гидрообессеривания, что обусловлено строением сернистых соединений. Реакция азотистых соединений. Азотистые соединения представлены пироллами, пиридинами, хинолинами. При гидрировании азотистые соединения превращаются следующим образом: Реакция кислородсодержащих соединений. Кислородные соединения (спирты, эфиры, перекиси, фенолы) и растворенный кислород при гидроочистке разлагаются с выделением воды: а) фенол: Размещено на http://www.allbest.ru/ 14 С Н ОН + Н - С Н + Н О б) гидроперекись гептана: С Н ООН + 2Н – С Н + 2Н О Реакции непредельных углеводородов. Непредельные углеводороды при высоких температурах быстрее углеводородов других классов образуют кокс, который осаждается в змеевиках печей и на катализаторе. При гидроочистке непредельных углеводородов гидрируются: СН - СН = СН – СН – СН + Н - С Н и превращаются в соответствующие углеводороды. Тепловой эффект реакции Реакция гидрирования непредельных, ароматических и серосодержащих соединений сопровождается выделением теплоты. При гидроочистке легких прямогонных топлив – бензина, керосина, дизельного топлива – тепловой эффект реакции сравнительно невелик и составляет 70-80 кДж на 1 кг сырья. При гидроочистке с высоким содержанием непредельных, а так же тяжелых топлив тепловой эффект реакции достигает 260-500 кДж/кг. Для отвода избыточной теплоты из реакционной зоны применяют подачу в реактор между слоями катализатора холодного циркулирующего или смеси холодного газа и холодного жидкого нестабильного продукта гидроочистки (гидрогенизата). Влияние параметров процесса на гидроочистку Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, является: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа (ВСГ). Температура. Размещено на http://www.allbest.ru/ 15 При повышении температуры в реакторе увеличивается глубина гидрирования сернистых и непредельных соединений. Однако при температуре выше 400 С интенсивность реакции гидрообессеривания и, особенно, гидрирования непредельных углеводородов существенно не увеличивается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации – гидрокрекинга и увеличивается отложение кокса на катализаторе. Так же увеличиваются реакции деструкции бициклических нафтенов, и расход водорода на гидроочистку понижается. Давление. Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины обессеривания, увеличению межрегенерационного цикла катализатора, но в определенных, пределах рост глубины обессеривания от повышения давления незначителен. При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки. Парциальное давление также зависит от соотношения количества сырья и ВСГ на входе в реактор, от концентрации водорода в водородсодержащем газе. Объемная скорость подачи сырья. Объемная скорость – это отношение объема сырья, подаваемого в реактор в час к объему катализатора. Расход сырья, м / час Объем катализатора, м С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. При уменьшении объемной скорости увеличивается глубина обессеривания, так как увеличивается время контакта сырья с катализатором. При выборе объемной скорости учитывают температуру, давление, состав сырья. Кратность циркуляции водородсодержащего газа. Размещено на http://www.allbest.ru/ 16 Соотношение водород – сырье. Процесс парциального гидрообессеривания давления водорода. проводится В качестве в условиях высокого источника водорода используется водородсодержащий газ (ВСГ). С установки каталитического риформинга Парциальное давление водорода в системе реакторного блока зависит от общего давления и концентрации водорода в циркулирующем ВСГ. Соотношение водород – сырье зависит от количества ВСГ, подаваемого на смешение с сырьем, концентрации водорода в циркулирующем ВСГ и количества загружаемого сырья. Количество циркулирующего ВСГ зависит от давления на приеме циркуляционных компрессов. Повышение давления в системе реакторного блока, увеличение концентрации водорода в циркулирующем ВСГ, увеличение подачи циркулирующего ВСГ на смешение с сырьем способствует протеканию реакции гидрообессеривания, увеличивает глубину очистки сырья от серосодержащих соединений, так как повышение их ведет к увеличению соотношения водород – сырье. Проведение процесса гидроочистки при высоком соотношении водорода к сырью снижает отложение кокса на катализаторе, тем самым увеличивает межрегенерационный пробег установки. Кратность циркуляции водородсодержащего газа выражается отношением объема газа 250 нм приходящимся на 1 см сырья. Влияние качества сырья на процесс гидроочистки. Глубина гидрогенизации уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Это объясняется увеличением вязкости фракции и увеличением содержания тиофеновой серы, трудноудаляемой в процессе гидроочистки. Изменение содержания серы и непредельных углеводородных соединений влияет на расход водорода и выделение тепла. При переработке сырья Размещено на http://www.allbest.ru/ вторичного происхождения (каталитического 17 газойля) необходима повышенная концентрация водорода в циркулирующем газе. Содержание в сырье механических примесей приводит к понижению активности катализатора, соединение в системе создает реакторного дополнительное блока за гидравлическое счет загрязнения теплообменников и катализатора. Стабилизация гидрогенизата Газообразные продукты реакций и пары воды удаляются из гидрогенизата путем отпарки их в ректификационных колоннах, при этом отгоняются бензиновые фракции. Влияние основных параметров. Отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата в стабилизационной колонне зависит от стабильности поддержания технологических параметров в колонне. Повышение уровня нефтепродукта выше верхнего предела, а так же резкое колебание уровня от нижнего к верхнему пределу, ухудшает степень отпарки сероводорода и воды. Давление. При увеличении давления в стабилизационной колонне уменьшается степень выделения сероводорода из гидрогенизата. Это связано с повышенной растворимостью газов в жидком нефтепродукте. Температура. При понижении температуры низа колонны уменьшается степень отпарки фракций бензина, сероводорода, воды. Понижается температура вспышки дизельного топлива. Очистка газов от сероводорода Очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов от сероводорода производится в абсорберах водным раствором моноэтаноламина, который сероводородом соединение: в результате абсорбции образует с Размещено на http://www.allbest.ru/ 18 2(С Н ОН)RH +Н S = (CH=CH RH ) S И последующей десорбцией сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина. Полученное при абсорбции сероводорода из газов соединение ( СН = СН ОНRH ) S при нагревании легко разлагается с образованием моноэтаноламина и сероводорода. Влияние основных параметров Температура водного раствора МЭА и газа. С увеличением температуры водного раствора МЭА и газов, подаваемых в абсорберы, уменьшается степень абсорбции сероводорода из газов, соответственно ухудшается очистка газов от сероводорода. Количество МЭА, подаваемого в абсорбер. При увеличении кратности циркуляции раствора МЭА, увеличивается степень очистки газов от сероводорода. Концентрация МЭА в водном растворе. При понижении концентрации МЭА в водном растворе, уменьшается степень абсорбции (поглощения) от газов. Регенерация насыщенного раствора МЭА. Величина десорбции сероводорода из насыщенного раствора МЭА зависит от стабильной температуры низа и верха в десорбере в пределах норм технологического режима. При понижении температуры низа и верха, ниже установленных норм ухудшается десорбция сероводорода. 1.5 Подробное описание технологической схемы процесса. Нормы технологического режима Реакторный блок Сырье из резервуаров забирается насосами Н-1/1-4 и подается на смещение с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), нагнетаемым поршневыми компрессорами ПК-1/1-3. Расход сырья регулируется Размещено на http://www.allbest.ru/ 19 приборами поз.3-1, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи сырья на щит смешения. Расход циркулирующего ВСГ регистрируется приборами поз.3-21. Давление в линии нагнетания компрессоров ПК-1/1/3 регистрируется приборами поз.2-16 Для подержания концентрации водорода в циркулирующем газе не менее 80% в приемный сепаратор С-3 из магистрального трубопровода через сепаратор С-8 подается свежий ВСГ. Давление свежего ВСГ в С-3 регулируется прибором поз.2-17, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи свежего ВСГ в линию циркулирующего ВСГ из К-2 в С-3. Расход свежего ВСГ в С-3 регистрируется прибором поз.3-4. Часть циркулирующего газа со щита сброса отдувается в линию заводского топливного газа. Давление в системе реакторного блока регулируется прибором поз.3-1, клапан которого установлен на линии газа отдува в линию топливного газа регистрируется прибором поз.3-23. Уровень сепаратора С-8 регистрируется прибором поз.424. Газосырьевая смесь после щита смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1, где нагревается за счет тепла продуктов реакции. Температура газосырьевой смеси после теплообменников Т-1 регистрируется прибором поз.1-20. Затем газосырьевая смесь на входе в печь П-1 разделяется на 8 параллельных потоков, по 4 на каждую камеру, проходит змеевики печи, где нагревается до температуры реакции. Температура каждого потока на выходе из П-1 регистрируется прибором поэ.1-17. Общая температура газосырьевой смеси на выходе из левой и правой камер регулируется прибором поз.1-11, клапан которого установлен на линии подачи топливного газа к форсункам левой и правой камер печи П-1. Температура дымовых газов на перевалах печи П-1 регистрируется прибором Размещено на http://www.allbest.ru/ 20 поз.1-19. Газосырьевая смесь после печи П-1 одним потоком поступает в реактор Р-1. Температура в слое катализатора по зонам контролируется прибором поз.1-16. Пары газосырьевой смеси внутри реактора проходят через слой катализатора сверху вниз. Из реакторов Р-1 газопродуктовая смесь поступает в трубное пространство теплообменников Т-1, где часть тепла отдает газосырьевой смеси. Температура газопродуктовой смеси на выходе из Р-1 контролируется прибором поз.1-16, на выходе из Т-1 прибором поз.1-20. Перепад давления в Р-1 регистрируется прибором поз.2-15 Далее, газопродуктовая смесь параллельно 4-мя потоками поступает в воздушный холодильник Х-1/1-4, контролируется прибором поз.1-1. Затем охлажденная газопродуктовая смесь поступает в сепаратор высокого давления С-1. В сепараторе С-1 жидкий продукт отделяется от циркуляционного ВСГ. С целью более полного удаления жидкости циркуляционный газ подвергается вторичной сепарации в отбойнике сепаратора С-1, затем газ поступает, а абсорбер К-2 на очистку от сероводорода раствором МЭА, подаваемый наверх абсорбера насосом Н4/1,2. Уровень жидкого продукта в С-1 регулируется прибором поз.4-7, клапан которого установлен на линии перетока продукта из С-1 в С-2. Блок стабилизации Нестабильный гидрогенизат из сепаратора высокого давления С-1 поступает в сепаратор низкого давления С-2, где при снижении давления до 6-10 кг/см (0,6-1,0 Мпа) из него удаляется часть растворенного газа, который направляется в абсорбер К-3 для очистки от сероводорода раствором МЭА, подаваемого наверх абсорбера насосами Н-5/1,2. ИЗ сепаратора С-2 нестабильный гидрогенизат под собственным давлением направляется в трубное пространство теплообменника Т-2, где Размещено на http://www.allbest.ru/ нагревается за счет стабильного гидрогенизата 21 и поступает в стабилизационную колону К-1 на 21 или на 26-ю тарелку. Уровень гидрогенизата в С-2 регулируется прибором поз.4-8. Регулирующий клапан установлен на линии перетока из С-2 в Т-2. Расход нестабильного гидрогенизата из С-2 регистрируется прибором поз.3-6. Температура нестабильного гидрогенизата после Т-2 контролируется прибором поз.1-17. Нагрев и регулирование температуры низа К-1 осуществляется за счет циркуляции части кубового продукта К-1 насосами Н-2/1,3 через печь П-2. Температура низа К-1 контролируется прибором поз.1-18. Расход рециркулята через печь П-2 Регулирующий поз.3-10. Регулирующий клапан установлен на линии подачи рециркулята от Н-2/1,3, через печь П-2 в К-1. На входе в печь П-2 рециркулят разделяется на 8 параллельных потоков, по 4 на каждую камеру, проходит змеевики печи, где нагревается, до температуры не выше 350 С. Температура каждого потока на выходе из печи П-2 регистрируется прибором поз.18. Общая температура на выходе из левой и правой камер регулируется прибором поз.1-3. Регулирующие клапана установлены на линиях подачи топливного газа к форсункам печи. Температура дымовых газов на перевалах печи П-2 регистрируется прибором поз.1-19. Пройдя, печь П-2 подается в колонну К-1 одним потоком. Балансовое количество стабильного гидрогенизата из колонны К-1 насосами Н-2/1-3, через межтрубное пространство теплообменника Т-2, аппараты воздушного охлаждения Х-5/1,2,3 откачивается с установки. Уровень гидрогенизата в колонне К-1 регулируется прибором поз.3-24. Температура стабильного дизельного топлива после Т-2 контролируется прибором поз.1-20, после Х-5/1,2,3 прибором поз.1-1. Часть стабильного гидрогенизата после Х-5/1,2,3 направляется через холодильник Х-11 в емкость Е-15. Из емкости Е-15 дизельное топливо насосами Н-10/1,2 направляется на охлаждение уплотнения насосов. Размещено на http://www.allbest.ru/ Уровень емкости Е-15 регулируется 22 прибором поз.4-30. Неконденсированное сырье из парка откачивается насосом Н-20с установки по линии стабильного гидрогенизата. Пары бензина, воды и газа сверху колонны К-1 поступают в воздушный холодильник ХК-1/1,2, затем доохлаждаются в водяном холодильнике Х-10. Температура верха К-1 контролируется прибором поз.1-1 Давление низа К-1 контролируется прибором поз.2-80. Температура продукта после ХК-1/1,2, контролируется прибором поз.1-20, после Х-10 прибором поз.1-1. После Х-10 продукты отгона поступают в сепаратор С-5, где разделяются на газ, бензин и воду. Углеводородный газ направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-4. Отстоявшаяся вода с низа сепаратора С-5 направляется на прием насосов Н-7/1,2. Уровень воды в сепараторе С-5 регулируется прибором поз.4-10, а регулирующий клапан установлен на линии протока воды на прием насосов Н-7/1,2. Избыток воды направляется в промывную канализацию. Бензин поступает на прием насосов Н-3/1,2 и подается на орошение К1. Расход орошения регулируется прибором поз.3-9. регулирующий клапан установлен на линии подачи бензина в К-1. Балансовый избыток бензина с выкида насосов Н-3/1,2 поступает на прием насосов Н-8/1,2 и затем направляется в сепаратор С-2, где смешивается с нестабильным гидрогенизатом. Уровень бензина в сепараторе С-5 регулируется прибором поз.4-10, регулирующий клапан установлен на линии подачи бензина в С-2. Расход бензина в С-2 регистрируется прибором поз.3-27. При необходимости балансовый избыток бензина С-5 насосами Н-3/1,2 может быть направлен в колонну К-6 для отдува из него сероводорода. Бензин отгон из колонны К-6 насосами Н-8/1,2 откачивается с установки. Уровень в колонне регулируется прибором поз.4-6, регулируется Размещено на http://www.allbest.ru/ 23 прибором поз.4-6, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насосов Н-3/1,2. Блок очистки циркулирующего ВСГ, углеводородного газа. Регенерация насыщенного раствора моноэтаноламина. Насыщенный сероводород циркуляционный газ из сепаратора С-1 для более полного удаления жидкости подвергается вторичной сепарации в отстойник сепаратора С-1 и затем поступает в низ абсорбера К-2 противотоком водному раствору МЭА, подаваемому вверх К-2 насосами Н4/1,2. Расход раствора МЭА в К-2 регулируется прибором поз.3-7, регулирующий клапан установлен на линии нагнетения насоса Н-4/1,2. Уровень раствора МЭА в К-2 регулируется прибором поз.4-2, регулирующий клапан установлен на линии перетока раствора МЭА из К-2 в С-7. Очищенный циркуляционный ВСГ через приемный сепаратора С-3 поступает на прием газовых компрессоров ПК-1/11,2,3. Уровень в сепараторе С-3 регулируется прибором поз.4-9, регулирующий клапан установлен на линии продувки из С-3 в К-3. Часть водородсодержащего газа с выкида циркуляционных компрессоров ПК-1/1,2,3 направляется на установку Л-24-6. Расход ВСГ регистрируется прибором поз.3-15. Насыщенный сероводородом газ из С-2, конденсат из С-3 и из приемных депульсаторов ПК-1/1-3 направляется в абсорбер К-3 противотоком раствору МЭА, подаваемому наверх абсорбера насосом Г-5/1-2. Расход раствора МЭА регулируется прибором поз.3-6, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-5/1,2, в К-3. Уровень раствора МЭА в К-3 регулируется прибором поз.4-6, регулирующий клапан установлен на линии перетока раствора МЭА из К-3 в С-7. Из С-2 часть неочищенного углеводородного газа может быть подана в С-7 для поддержания давления в С-7. Очищенный углеводородный газ из К-3 выводится с установки в линию заводского топливного газа. Давление С-2 и К-3 регулируется прибором поз.2-4, регулирующий клапан которого Размещено на http://www.allbest.ru/ 24 установлен на линии сброса углеводородного газа из К-3 в топливную линию. Расход газа из К-3 регистрируется прибором поз.3-18. Часть очищенного углеводородного газа из К-3 может быть направлена в колонну К-6 для отдува из бензина сероводорода. Расход газа в К-6 регулируется прибором поз.3-11, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа из К-3 в К-6. Давление в К-6 регулируется прибором поз.2-6, регулирующий клапан установлен на линии сброса газа из К-6 в К-4. Углеводородный газ из сепаратора С-5, К-6, С-7 направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-4. После очистки газ направляется через подогреватель Т-5 к форсункам печей П-1,2. Давление в абсорбере регулируется прибором поз.2-5, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа к печам. Расход газа в К-4 на печи П-1,2 регистрируется прибором поз.3-26. При недостатке газа собственной выработки, топливный газ из заводской печи через газосепаратор (каплеотбойник) С-9 и подогреватель Т-5 подается к форсункам печей П-1,2. Давление топливного газа на установку регулируется прибором поз.3-9, регулирующий клапан установлен на линии заводского топливного газа. Расход газа из топливной сети регистрируется прибором поз.3-25. Уровень в С-9 контролируется прибором поз.4-15. Расход газа из К-4 регистрируется прибором поз.3-17. Расход раствора МЭА в К-4 регистрируется прибором поз.3-13, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-5/1,2 в К-4. Уровень раствора МЭА в К-4 регистрируется прибором поз.4-4, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насоса Н-6/1,2, откачивающего раствор МЭА из К-4 в С-7. Раствора МЭА, насыщенный сероводородом из абсорбера К-2 одним потоком из абсорберов К-3, К-4 вторым потоком поступает в сепаратор С-7, Размещено на http://www.allbest.ru/ 25 где выделяются поглощенные углеводородные газы, которые направляются на очистку от сероводорода в К-4. Давление в С-7 регулируется прибором поз.2-3, регулирующий клапан установлен на линии подачи газа из С-7 в К-4. Уровень насыщенного раствора МЭА в С-7 регулируется прибором поз.4-14, регулирующий клапан установлен на линии перетока из С-7 в Т-3/1-3. Количество нефтепродукта в С-7 регистрируется прибором поз.4-14. Сброс нефтепродукта из С-7 осуществляется в заглубленную емкость дренажную Е-5 с последующей откачкой нефтепродукта в резервуары сырьевого парка в линию некондиционного продукта. Насыщенный сероводородом раствор МЭА из С-7 под собственным давлением направляется в трубное пространство теплообменников Т-3/1,2,3, где нагревается за счет тепла регенерированного раствора МЭА и поступает в отгонную колонну К-5. Температура нерегенерированного раствора МЭА на входе в К-5 контролируется прибором поз.1-20. В отгонной колонне К-5 происходит регенерация насыщенного раствора МЭА. Тепло в колонну подводится циркуляцией раствора МЭА через термосифонный кипятильник Т-4. Расход пара в Т-4 через расширитель пара Е-18 и конденсатосборник А-3 направляется в заводскую конденсатную линию. Давление пара регулируется прибором поз.2-12, регулирующий клапан установлен на перетока из линии пара 12 гкс/см (1,2 Мпа). Температура верха К-5 контролируется прибором поз.1-5, клапан которого установлен на линии подачи пара в Т-4. Уровень в К-5 контролируется прибором поз.4-5, давление манометром по месту. Пары воды и сероводорода, выходящие с верха К-5 конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения холодильнике Х-8 и поступают в сепаратор С-6. ХК-2, водяном Размещено на http://www.allbest.ru/ 26 Температура водяной флегмы после ХК-2 контролируется прибором поз.1-20, после К-6 прибором поз.1-1. Вода из сепаратора С-6 забирается насосами Н-7/1,2 и подается на орошение в К-5. Уровень воды в С-6 регулируется прибором поз.4-12, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насосов Н 7/1,2. Расход воды регулируется прибором поз.3-20. В сепараторе С-6 предусмотрен отстой и вывод бензина в Е-5. Уровень бензина в С-6 регистрируется прибором поз.4-11. Из сепаратора С-6 сероводород выводится на производство серной кислоты. Давление в сепараторе С-6 регулируется прибором поз.2-7, регулирующий клапан установлен на линии сброса сероводорода из С-6 на производство серной. Расход сероводорода регистрируется прибором поз.319. В аварийных ситуациях предусмотрен сброс сероводорода из сепаратора С-6 в емкость Е-4 через слой колец Рашига и раствора МЭА. Уровень в Е-4 регулируется прибором поз.4-22. Балансовый избыток водного раствора МЭА под собственным давлением перетекает из К-5 в емкость Е-1. Из емкости Е-1 раствор МЭА поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-3/1-3, где отдает тепло насыщенному сероводородом раствору МЭА. Уровень в Е-1 регулируется прибором поз.4-5, регулирующий клапан установлен на линии перетока из Е-1 в Т3/1-3. После Т-3/1-3 раствор МЭА охлаждается в холодильнике воздушного охлаждения Х-7 доохлаждается в водяном холодильнике Х-6 и поступает на прием насосов Н-4/1,2, Н-5/1,2. Температура раствора МЭА после Т-3, Х-7 контролируется прибором поз.1-26, после Х-6 приборомпоз.1-1. Регенерированный раствор МЭА насосами Н-4/1.2, Н-5/1,2 подается на орошение в К-2, К-3, К-4. гидроочистка дизельный технологический установка Размещено на http://www.allbest.ru/ 27 Свежий раствор МЭА закачивается из передвижной емкости-цистерны в емкость Е-2 насосом Н-9. Затем линии закачки МЭА прокачиваются охлажденным конденсатом, поступающим на прием насоса Н-9 из холодильника Х-4. Далее раствор МЭА перемешивается насосами Н-5/1,2 по схеме: Е-2-Н-5/1,2. При падении концентрации МЭА в системе очистке ниже 10 % подпитка свежим раствором МЭА осуществляется насосом Н-5/1,2 по линии орошения К-3, К-4. Уровень в емкости Е-2 регистрируется прибором поз.4-31. Для поддержания избыточного давления в Е-2 из заводской линии подается инертный газ. Давление в Е-2 регулируется прибором поз.2-19, клапан которого установлен на линии сброса в атмосферу. Давление инертного газа, поступающего, в Е-2 регистрируется прибором поз.2-18, клапан которого установлен на линии подачи инертного газа в Е-2. Нормы технологического режима Размещено на http://www.allbest.ru/ Таблица № 2. 28 Размещено на http://www.allbest.ru/ 29 Размещено на http://www.allbest.ru/ 30 Размещено на http://www.allbest.ru/ 1.6 Аналитический контроль процесса Таблица 1.3 Наименование № Контролируемые показатели Методы испытаний стадии процесса, Периодичность контроля анализируемый продукт, место отбора пробы 1. 1 2 3 4 Сырье-смесь из резервуара 1. Плотность ГОСТ-3900-85 по наполнению 2. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 резервуара 3. Содержание серы ГОСТ-19121-73 4. Содержание сероводорода СТП-010623-402-163-88 5. Температура вспышки ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402-175-83 6. Содержание механических примесей, визуально воды, цвет 2. 3. Свежий ВСГ на установку, 1. Концентрация водорода СТП-010623-402-176-83 трубопровод свежего ВСГ 2. Содержание сероводорода ГОСТ-11382-76 Прямогонное 1. Плотность ГОСТ-3900-85 дизельное топливо «Л» 2. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 3. Содержание серы ГОСТ-19121-73 4. Содержание сероводорода СТП-010623-402-163-88 5. Температура вспышки ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402175-83 6. Содержание механических примесей, визуально 1 раз в декаду 2 раза в сутки воды, цвет Газойль легкий из 1. Плотность ГОСТ-3900-85 2 раза в сутки Размещено на http://www.allbest.ru/ 4. трубопровода 2. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 3. Содержание серы ГОСТ-19121-73 4. Содержание сероводорода СТП-010623-402-163-88 5.Температура вспышки ГОСТ-6356-75 или СТП-010600-402-175-83 6. Содержание механических примесей, визуально 32 воды, цвет Циркуляционный ВСГ из С-3 1. Концентрация водорода СТП-010623-402-176-83 1 раз в 2. Углеводородный состав ГОСТ-14920-79 декаду 3. Плотность расчетным путем 4. Содержание сероводорода ГОСТ-11382-76 1. Содержание сероводорода ГОСТ-11382-76 по заказу Концентрация МЭА СТП-010600-402- 170-83 1 раза в сутки Гидроочищенное дизельное 1. Содержание серы ГОСТ-19121-73 2 раза в сутки топливо, трубопровод после Х- 2. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 5/1,2,3 3. Содержание сероводорода СТП-010600-402-163-88 4. Температура вспышки ГОСТ-6356-75 или 5. 6. Циркуляционный ВСГ до очистки из С-1 7. Регенерированный раствор МЭА после Х-6 8. СТП-010623-402-163-88 9. 10. 11. Гидроочищенное дизельное 1. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 по необходимости топливо в товарном узле 2. Содержание серы ГОСТ-19121-73 № 20 3. Содержание сероводорода СТП-010623-402-163-88 Сероводород из С-6 1. Содержание сероводорода ГОСТ-14920-79 1 раз в 2. Содержание углекислого газа ГОСТ-14920-79 декаду Бензин-отгон 1. Фракционный состав ГОСТ-2177-82 по заказу из Н-3/1,2 2.Испытание на медную пластику СТП-010323-402-165-83 Размещено на http://www.allbest.ru/ 12. 13. 14. Углеводородный газ до 1.Углеводородный состав ГОСТ-14920-79 очистки из С-2, С-5, С-7 2. Содержание сероводорода ГОСТ-11382-76 Углеводородный газ после 1.Углеводородный состав ГОСТ-14920-79 очистки из К-3 и К-4 2. Содержание сероводорода ГОСТ-11382-76 Сточные воды с установки, Содержание нефтепродукта Методическое руководство по контроллю колодец №1242 а 33 по заказу 1 раз в декаду по графику сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Москва, 1977 г. 15. Выбросы в атмосферу газов 1. Содержание кислорода МН 5130 Постоянно в процессе во время регенерации, после С- 2. Содержание углекислого газа 2221 Му 4 регенерации Воздушная среда в Содержание окиси углерода, экспресс-метод 1 раз в декаду помещениях, газовая сероводорода и углекислого газов. УГА-1,2 Состав дымовых газов ГОСТ-5438-78 4 16. компрессорная, вспомогательная насосная, аппаратный двор 17. Дымовые газы после П-1, П-2. 1 раз в декаду 18. Свежий раствор МЭА из бочки Концентрация МЭА СТП-010623-402-170-83 по заказу 19. Газ инертный из трубопровода 1. Содержание кислорода ГОСТ-5439-76 по заказу на установке Л-24-6 2. Содержание углекислого газа ГОСТ-5439-76 Примечание: в случае необходимости, дополнительные анализы проводятся по согласованию старшего инженера цеха и начальника лаборатории. Размещено на http://www.allbest.ru/ 1.7 Автоматизация технологического процесса На современном промышленности имеет этапе огромное автоматизация значение для производства. химической Автоматизация позволяет осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека и лишь под его контролем. Управление технологическим процессом с использованием автоматических устройств включает в себя решение следующих основных задач: контроль параметров процесса (температура и давление в аппаратах, состава и качества жидкостей и газов, и т.д.); регулирование параметров (поддержание их в заданных значениях); сигнализацию (оповещение, предупреждение) об отклонениях значений параметров за допускаемые пределы; блокировку (запрещение) неправильного включения оборудования в аварийных ситуациях (выключение, перевод на безопасный режим). Это особенно важно для технологических процессов переработки нефти, где характерны высокие скорости протекания химических реакций, применение высоких и сверхвысоких температур и давлений, низких температур и глубокого вакуума, взрыво- и пожароопасность и другие параметры, требующие высокой точности ведения процессов, что делает неэффективным, а часто невозможным ручное управление. Современные крупнотоннажные нефтеперерабатывающего завода технологические (НПЗ) установки занимают большие производственные площади, их оборудование размещено, в основном, вне зданий (наружные установки). Для управления процессом переработки нефти используются автоматизированные системы – распоряжении обслуживающего персонала имеются десятки и сотни различных приборов, регуляторов и других автоматических устройств. Ныне в результате широкого применения электронно-вычислительных машин (ЭВМ) проблемы комплексной автоматизации стали решаться на качественно новом уровне. ЭВМ стала составной частью технологического Размещено на http://www.allbest.ru/ 35 агрегата в важнейших химических процессах, во многом исполняя обязанности оператора (аппаратчика), выбирая наилучшие технико- экономические параметры ведения процесса. Основными контролируемыми параметрами на установке гидроочистки, являются параметры в системе реакторного блока, так как оборудование в системе реакторного блока эксплуатируется под высоким давлением и при высокой температуре. В аварийных ситуациях, при разгерметизации трубопровода, аппаратов возникают взрывоопасные концентрации и смеси паров нефтепродукта с воздухом с последующим взрывом и загоранием. Для безопасного ведения процесса предусмотрена комплексная автоматизация технологического режима с выносом в операторную всех параметров, характеризующих безопасную работу оборудования. Кроме того, в операторную вынесены показания контрольно – измерительных приборов, не включенных в систему автоматизации, но характеризующие работу оборудования. Для предупреждения о нарушении безопасных режимов эксплуатации оборудования установлена световая и звуковая сигнализация на щите оператора. При нарушении безопасных параметров работы отдельного оборудования предусмотрены автоматические блокировки, отключающие то оборудование. В аварийных случаях, при резком повышении давления в системе реакторного блока, до понижения давления до рабочего, установлены предохранительные клапана со сбросом избытка газа в факельную систему и атмосферу. Предусмотрена установка электродвигателей аппарата воздушного охлаждения Х-1/1,2,3,4 из операторной. Предусмотрено дистанционное управление электрозадвижками на подаче топлива к форсункам печей из операторной. Размещено на http://www.allbest.ru/ 36 Для контроля и регулирования расхода нефтепродукта через змеевики печей установлены контрольно – измерительные приборы. При понижении расхода нефтепродукта через змеевики печей срабатывает световая и звуковая сигнализация на щите в операторной, автоматически прекращается подача топлива к печам. Кроме того в операторную вынесены следующие приборы: 1. Преобразователь измерительный многоканальный Ш - 711 – используется для преобразования выходных аналоговых сигналов первичных датчиков температуры в кодированный электрический сигнал, обеспечивающий обмен информацией с ЭВМ и печатающим устройством по стандартным интерфейсам. МИП работает: а) с первичными преобразователями с унифицированными выходными сигналами от 0 до 5, от0 до 20,4-20,0-100 мА; б) с термоэлектрическими преобразователями. 2. Ремиконт Р-130 – компактный, многофункциональный микропроцессорный контролер, который представляет собой комплекс технических средств, обеспечивающих решение задач автоматического регулирования. В состав прибора входят: а) центральный блок контроллера с пультом оператора; б) средство связи с объектом; в) блок питания. 3. Система МОД-30 – представляет собой микропроцессорную систему обработки и управления химико-технологическими данными. Спецификация средств автоматизации Размещено на http://www.allbest.ru/ 37 Таблица 1.4 Позиционное обозначение Наименование, Марка, тип Количество 32 Техническая характеристика 3-34; 3-38; 3-41; Преобразователь Разности «Сапфир» 3-41; 3-42; 3-14; давления 22МДД - Ех модель 2430 3-26; 3-42; 3-14; 3-36;3-23; 3-32; 3-40; 2-1; 3-1; 3-17; 3-13; 3-8; 3-19; 3-7; 3-28; 3-29; 3-9; 3-4; 3-25; 3-24; 3-6; 3-27; 3-21; 3-41; 3-42; 3-35; 3-31. 2-6; 2-12; 2-13; Преобразователь «Сапфир» 2-33; 2-10; 2-11; Избыточного давления 22МДи - Ех 27 модель 2450 2-4; 2-16; 2-20; 2-26; 2-15; 2-96; 2-92; 2-79; 2-9; 2-5; 2-2; 2-3; 2-7; 2-12; 2-79; 2-48; 2-106; 2-8; 2-80; 2-1; 2-20. 4-40; 4-23; 4-6; РУПШ 365 4-1; 4-24; 4-9; 4-10; (регулятор уровня 4-40; 4-4; 4-18; 4-3; поплавковый 4-14; 4-12; 4-5; 4-2; штуцерный) 19 4-19; 4-31; 4-22; 4-38 1.8 Охрана труда 1.8.1. Охрана труда это система законодательных актов и соответствующих им социально-экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда. Размещено на http://www.allbest.ru/ Охрана труда связана с такими дисциплинами 38 как трудовое законодательство (трудовое право), техника безопасности, производственная санитария, противопожарной техники безопасности. 1.8.2. Технологические процессы на установке связаны с ее характерными особенностями Основные из них - наличие высоких температур на установке в целом, значительных давлений в отдельных аппаратах и трубопроводах, высокое напряжение на высоковольтных электродвигателях насосов и компрессоров, наличие горючих и токсичных нефтепродуктов и их паров, сероводорода, возможность образования взрывоопасных смесей паров нефтепродукта с воздухом и соединений, способных к самовозгоранию. Согласно действующим нормативным документам установка гидроочистки относится: - по взрывоопасности к классу В-1 - по пожароопасности к категории А - по санитарным нормам к группе IIIБ 1.8.3. Потенциальные опасности, связанные с особенностями производственного процесса и работы оборудования Технологический процесс на установке характерен: - наличием высоких температур до 530 С, избыточного давления до 5,0Мпа, а так же открытого огня в технологической печи - возможность возникновения статистического электричества - возможность возникновения пожара и взрыва при выбросе сероводорода и углеводородов в случае разгерметизации трубопроводов и аппаратов - наличием электрооборудования, работающего под высоким напряжением - наличием и применением пара с давлением 12 кгс/см и температурой 280 С Размещено на http://www.allbest.ru/ 39 - наличием токсичных, горючих паров и газов углеводородов, сероводорода, способных образовывать в смеси с воздухом взрывоопасные концентрации в широких пределах - наличие колодцев, приямков, емкостей с образованием в них высокой степени загазованности - наличием оборудования, имеющим движущиеся, вращающиеся и вибрирующие части 1.8.4. При эксплуатации установки возможны следующие опасности: - возникновение пожара и взрыва а) при выбросе нефтепродуктов б) вследствие разгерметизации фланцевых соединений в) при работе в загазованной зоне искроопасными веществами г) при нарушении техники безопасности при проведении огневых работ - отравление работающих сероводородом, углеводородными газами, бензином, легким газойлем - термические ожоги водяным паром, имеющими высокую температуру стенками технологических трубопроводов - поражение работающих электрическим током, в случае выхода из строя заземления токоведущих частей, пробоя изоляции - взрыв или воспламенение паров нефтепродуктов за счет образования статического электричества при нарушении правил перекачки нефтепродуктов или нарушения заземления - падение с высоты 1.8.5. Производственная санитария представляет собой систему санитарно-технических и гигиенических мероприятий. Задача производственной санитарии состоит в создании оптимальных метеорологических условий, оптимального физико-химического состава воздушной среды (освещенности, уровня шума, вибрации, ультра- и инфразвука). Размещено на http://www.allbest.ru/ 40 Уровни опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах должны соответствовать требованиям стандартов безопасности по всем видам опасных и вредных факторов. Производственные отравления и заболевания возможны только при определенной концентрации токсичного вещества в воздухе. Концентрация вещества в воздухе производственного помещения, при которой не происходит заметных патологических изменений в жизнедеятельности организма даже при длительном воздействии этого вещества, называется предельно-допустимой концентрацией (ПДК). ПДК выражается в мг/литр. 1.8.6. Характеристики вредных и опасных факторов применяемого сырья, реагентов и продуктов производства. Бензин - бесцветная, легковоспламеняющаяся жидкость (ЛВЖ). Предельно-допустимая концентрация (ПДК)-100 мг/м. Пределы взрывоопасной концентрации (ПВК) паров бензина с воздухом от 1 % до 6 % объемных. В данном пределе при наличии открытого окна происходит взрыв. При содержании паров бензина в воздухе производственных помещений выше ПДК - возможны отравления. На организм человека бензин действует как наркотик. При легком отравлении вызывает головную боль, головокружение, сухость во рту, беспричинную веселость. При высоких концентрациях происходит острое отравление с потерей сознания со смертельным исходом. При попадании на тело может вызывать хроническую экзему. Сероводород – бесцветный, ядовитый газ, тяжелее воздуха. При содержании в воздухе в малых концентрациях имеет запах тухлых яиц. В больших концентрациях парализует органы обоняния. При легком отравлении наблюдается резь в глазах, светобоязнь, ощущение инородного тела в глазах, кашель, тошнота. При тяжелом отравлении – посинение губ, тошнота, рвота, потеря сознания. ПДК – 10мг/м, ПВК- 4,3% - 45,5% Вредное действие сероводорода с углеводородом усиливается. Размещено на http://www.allbest.ru/ 41 ПДК смеси с углеводородами – 3 мг/м. Легкий газойль – вязкая жидкость, желтоватого цвета, имеет запах дизельного топлива. Раздражающе действует на кожу, вызывает заболевания кожи. ПДК – 300мг/м, ПВК - 1,4% - 7,5% Моноэтаноламин – щелочь, при попадании на кожу вызывает химический ожог, не взрывоопасен. ПДК – 0,5 мл/л Дизельное топливо - относится к малотоксичным веществам, оказывает раздражающее действие на слизистые оболочки и кожу. ПДК – 300 мг/м Углеводородные газы – оказывают сильное наркотическое воздействие, вызывают как острое, так и хроническое отравление. ПДК – 300 мг/м Водородсодержащий газ – бесцветный газ, без запаха. Смесь водорода с воздухом и кислородом взрывоопасна. ПДК – 300 мг/м 1.8.7. Для предотвращения несчастных случаев, заболеваний и отравлений, связанных с производством согласно отраслевых норм, обслуживающий персонал установки обеспечивается следующими средствами защиты: - спец. одежда - рукавицы из хлопчатобумажной ткани - защитные очки для предотвращения попадания брызг жидких нефтепродуктов и реагентов в глаза - индивидуальный фильтрующий противогаз с коробкой марки «БКФ»; - спец. обувь (кожаные ботинки) Кроме того, установка комплектуется: - шланговыми противогазами марки ПШ – 1 - аварийным запасом фильтрующих противогазов Размещено на http://www.allbest.ru/ 42 - респираторами для ведения работ с выделением пыли (перегрузка катализатора, чистка аппаратов). Всем работникам установки для нейтрализации вредных веществ выдается спец. питание. Для обеспечения пожарной безопасности и своевременной ликвидации возможных возгораний все производственные помещения обеспечены: а) первичными средствами пожаротушения: - огнетушители ОХП - 10 - ящики с песком - асбестовыми одеялами - углекислотными огнетушителями ОУ – 8 б) стационарными средствами пожаротушения - системой противопожарного водопровода - системой паротушения - системой пенотушения 1.8.8. Требования безопасности во время работы (при эксплуатации трубопроводов, оборудования, коммуникаций, аппаратов). При эксплуатации установки необходимо вести технологический режим в строго с соответствии с параметрами, указанными в технологическом регламенте, технологической инструкции и заданной технологической карте на конкретной период времени. 1.8.9. При эксплуатации печи необходимо: а) во время работы контролировать показания приборов; б) вести визуальный контроль за состоянием труб змеевиков, трубных подвесок и кладки печи; в) не допускать прекращения движения продукта по змеевикам печей; г) вести наблюдение за работой форсунок ( все форсунки должны быть равномерно нагружены, факела должны быть одинаковых размеров, не касаться труб змеевиков); 1.8.10. При эксплуатации ректификационной колонны: Размещено на http://www.allbest.ru/ 43 а) контролируются показания КИПиА, не допускается отклонение параметров от заданных в технологической карте; б) контролируются герметичность трубопроводов, во избежание утечки продуктов; 1.8.1. При эксплуатации теплообменников: а) контролируются температура нагреваемого и охлаждаемого потоков, поддерживается заданная температура; б) контролируются давление в теплообменнике, которое недолжно превышать допустимое рабочее давление; г) при обнаружении пропуска во фланцевые соединения, теплообменник отключается от действующих аппаратов и коммуникаций для его устранения; 1.8.12. При эксплуатации ёмкостей : а) контролируется уровень продукта и давление, во избежание отклонения их от заданных параметров; б) ведётся контроль за герметичностью фланцевых соединений 1.8.13. При эксплуатации трубопроводов: а) контролируется состояние наружной поверхности и наружных элементов ( сварных швов, фланцевых соединений, заземления ) с записью в вахтовом журнале б) контролируется состояние подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землёй во избежание опасного провисания и деформации. 1.9 Охрана окружающей среды Установка гидроочистки дизельных топлив имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу: - организованные - неорганизованные Размещено на http://www.allbest.ru/ 44 К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы печей и выбросы вытяжной системы вентиляции, газы продувки компрессоров на свечу, газы регенерации. Источниками неорганизованных выбросов являются воздушники аппаратов, продувочная свеча, неплотности технологического оборудования аппаратного двора. Основными вредными веществами, выбрасываемыми, в атмосферу из источников являются: углеводороды, окислы азота, сероводород, окись углерода, сернистый газ. Согласно ГОСТу 17.2.302.-78 и «Временной инструкции по установлению допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями Миннефтехимпрома РФ» установлены следующие величины ПДК в рабочей зоне: Сернистого газа (SO ) -10 мг/м Окиси углерода (CO) -20 мг/м Сероводород (H S) -10 мг/м Углеводород -300 мг/м Окиси азота -5 мг/м Выбросы через неплотности оборудования определяются условно, процесс ведется в герметически закрытой системе. Для снижения выделения выбросов в атмосферу предусмотрены следующие мероприятия: 1. Освобождение системы аппаратов и трубопроводов от газообразных продуктов и паров нефтепродуктов при сбросе давления осуществляется в закрытую факельную систему. 2. Сухой газ производства сбрасывается в линию топливного газа и используется как топливо. Для исключения сбросов жидких нефтепродуктов со сточными водами на очистные сооружения предприятия предусматриваются мероприятия: Размещено на http://www.allbest.ru/ 45 1. Дренирование системы аппаратов, оборудования, трубопроводов от остатков жидких продуктов производства осуществляется в закрытую систему (дренажную емкость Е – 5), с последующей откачкой дренажа в резервуары сырьевого парка. 2. Вода в водяные холодильники поступает из системы оборотного водоснабжения. За состоянием оборотной воды на выходе с установки ведется систематический контроль, во избежание попадания в нее нефтепродукта. 3. Промывание воды от смыва полов в открытой насосной и газовой компрессорной сбрасываются в промышленную канализацию, оборудованную гидрозатворами, затем на очистные сооружения. 4. Ливневые стоки с территории установки направляются в промывную канализацию. Для снижения норм расхода воды на установке необходимо производить контроль за температурой отходящей воды и чистить пучки холодильной аппаратуры в период ремонта. Для контроля за процессом горения и полноты сжигания топлива установлен тягомер для измерения разрежения в камерах радиации и конвекции (разряжение должно быть до 30 мм вод. ст.) Высота дымовой трубы 120 метров обеспечивает рассеивание вредных веществ. Размещено на http://www.allbest.ru/ Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу. Методы их утилизации, переработки. Твердые и жидкие отходы Таблица №1.5. № Наименование Куда складируется, Периодичность Условия (метод и место) Количество отходов транспортируется образования захоронения, обезвреживание, т/2 года Примечание утилизация 1. Отработанный Затаривается в По истечению срока Отправляются на переработку катализатор металлические службы (4,5 года) на катализаторную фабрику. бочки после регенерации 52,3 Возможно загрязнение воздуха,воды и земли. Таблица 1.6. Сточные воды № 1. Наименование стока Ливневые стоки с Количество Условия (метод) Периодичность Куда Установленная норма образования ликвидации, выбросов сбрасывается содержания сточных вод. обезвреживания, загрязнений в стоках М/час утилизации мг/л 0,03 Очистные сооружения периодически площадок, стоки от в промывную 1000 канализацию мытья полов 2. После пропарки, промывки аппаратов при ремонте 10,0 Очистные сооружения периодически, в период в промывную подготовки к ремонту канализацию 1000 Примечание Размещено на http://www.allbest.ru/ 47 Таблица 1.7. Выбросы в атмосферу № Наименование сброса п.п. Количество Условия (метод) Периодичность Установленная норма образование выбросов ликвидации, выбросов содержания по видам г/сек обезвреживание, загрязнений в выбросах утилизация Дымовые газы 1. печей П-1, П-2 печь неоргоническая 2. SO 0,032 выброс из трубы CO 0,075 высотой 120 м NO 2,47 = CH 0,0026 0,0026 0,221 0,075 Газы регенерации катализатора 3. постоянно выброс из трубы высотой 120 м в период регенирации SO 6,96 6,96 CO 0,096 0,096 HS 0,669 0,669 Вентсистема помещения 0,2139 постоянно 0,2139 10,854 постоянно 10,854 компрессорной 4. Неорганизованные выбросы Примечание Размещено на http://www.allbest.ru/ 2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 2.1 Расчет материального баланса гидроочистки дизельных топлив № наименование выход % п/п Тыс.т/год Т/сут Кг/ 3 4 5 6 1. дизельное топливо 100 2100,00 6268,66 261194,16 2. ВСГ 300 6300 18805,97 783582,09 Итого: 400 8400 25074,63 1044776,25 1. УВ газ на печи 0,58 12,18 36,36 1514,00 2. УВ газ с установки 0,16 3,36 10,03 417,91 3. ВСГ с установки 299,1 6281,10 18749,55 781231,34 4. Сухой газ 0,9 18,90 56,42 2350,75 5. Сероводород 0,34 7,14 21,31 888,06 6. ОДТ с установки 97,64 2050,44 6120,72 255029,90 7. Потери с ВСГ 0,9 18,90 56,42 2350,75 8. Потери сырья 0,38 7,98 23,82 923,54 Итого: 400 8400,00 25074,63 1044776,25 1 2 1. Приход 2. Расход 2.2 Расчет материального баланса реактора Р – 1 № п/п наименование % Т/сут Выход, Кг/час Кг/сек 1. Приход - дизельное топливо 100 6268,66 261194,17 72,56 - ВСГ 300 18805,97 783582,08 217,66 Итого: 400 25074,65 1044776,25 290,21 - очищенное дизельное топливо 98,02 6144,54 256022,50 71,12 - ВСГ 300 18805,98 783582,08 217,66 - УВ газы 1,64 102,81 4283,75 1,19 - сероводород 0,34 21,31 887,92 0,25 Итого: 400 25074,64 1044776,25 290,22 1. газосырьевая смесь 2. Расход 1.газопродуктовая смесь Размещено на http://www.allbest.ru/ 49 2.3 Расчет теплового баланса реактора Р-1 Qвх = Qвых 1. Расчет тепла, поступившего в реактор: Qвх = Qвсr + Qдиз.т. + Qреакции, где Qвсr – тепло, вносимое водородсодержащим газом, кДж/к Qреак – тепло, выделяемое при реакции, кДж/кг Qдиз.т. – тепло, вносимое с сырьем, кДж/кг 1). Расчет тепла, вносимое с водородсодержащим газом: Qвсr = * Gвсr, где - энтальпия ВСГ при температуре 623 К, кДж/кг - количество ВСГ, кг/час Состав ВСГ Наименование % Кг/час Н 80 626865,66 СО 5,5 43097,01 СО 7 ,5 58768,66 СН 7,0 54850,75 Значение энтальпии газов находим по графику для определения теплоемкости газов в зависимости от температуры. С – теплоемкость газа при температуре входа, ед. Т – разность температур входящего сырья и температуры процесса, ед. = 14,4 * (628-623) – 14,4 * 5 = 72 кДж/к = 14,0 * (628-623) = 14,0 * 5 = 70 кДж/кг Размещено на http://www.allbest.ru/ 50 = 3,0 *5 = 15 кДж/кг =14,5 * 5 = 72,5 кДж/кг = 0,8 * 72 + 0,055 * 70 + 0,055 * 15 + 0,07 *72,5 = = 57,6 + 3,85 + 1,13 + 5,07 = 67,65 кДж/кгК Qвсr = 783582,08 * 67,65 = 53009327,71 кДж/кг 2). Расчет тепла, вносимого с дизельным топливом: Qдт = Gдт, где - энтальпия дизельного топлива при температуре 623 К, кДж/кг Gдт – количество дизельного топлива, кг/час - относительная плотность дизельного топлива, кг/час. - поправка на температуру для жидкой фракции + 5 = 0,855 0,855 + 5 * 0,000699 = 0,8585 *798,86 = 862,70 кДж/кгК Qдт = 862,70 *261194,17 = 225332210,5 кДж/кг Qвх = 53009327,71 = 225332210,5 + Qреак = 278341538,20 + Qреак.кДж/кг II. Расчет тепла, выносимого из реактора Qвых =Q одт + Q всr + Q увr + Q ,где Q од.т – тепло, выносимое с очищенным дизельным топливом, кДж/кг Q всr – тепло, выносимое с водородсодержащим газом, кДж/кг Q увr – тепло, выносимое с углеводородными газами, кДж/кг Q – тепло, выносимое с сероводородом, кДж/кг 1). Расчет тепла, выносимого с очищенным дизельным топливом: Qодт = * G олт, где Размещено на http://www.allbest.ru/ 51 - энтальпия очищенного дизельного топлива, кДж/час G олт – количество выходящего очищенного дизельного топлива, кг/час одт.628 = * = 0,855 = 0,855 = 5 * 0,000699 = 0,8585 * 813,02 = 877,99 кДж/кг Qодт = 877,99 * 256022,5 = 224785194,8 кДж/кг 2). Расчет тепла, выносимого с ВСГ: Q всг = всг * G всг, где - энтальпия ВСГ с учетом состава газа и температуры, кДж/кгК (справочные данные). - количество выходящего ВСГ, кДж/кг. Q всг = 67,65 * 783582,08 = 53009327,71 кДж/кг. 3). Расчет тепла, выносимого с углеводородными газами: Q ув = ув * G ув, где - энтальпия углеводородных газов с учетом состава газа и температуры, кДж/кгК Gув – количество углеводородных выходящих газов, кг/час. - мольные дозы метана и этана соответственно. - энтальпии метана и этана соответственно, кДж/кг. = С * Т = 14,5 * 5 = 72,5 кДж/кг = С * Т = 14,1 * 5 = 70,5 кДж/кг n = 0,30 n = 0,70 ув = 0,3 * 72,5 + 0,7 * 70,5 = 71,1 кДж/кг Размещено на http://www.allbest.ru/ 52 Q ув = 71,1 * 4283,75 = 21655255,84 кДж/кг 4). Расчет тепла, выносимого с Н S Q = * G , где - энтальпия Н S с учетом температуры, кг/час G - количество, образующегося ВСГ, кг/час Энтальпию Н S находим по графику для определения теплоемкости газов. = С * Т = 14,08 * 5 = 70,4 кДж/кг Q = 70,4 * 887,92 = 62509,57 кДж/кг 5). Расчет количества всего выходящего тепла: Qвых = 224785194,8 + 53009327,71 + 21655255,84 + 62509,57 = 299512287,9 кДж/кг III. Расчет тепла, выделяющегося в результате гидроочистки. Q реак = Q вых – Qвх Q реак = 299512287,9 – 278341538,20 = 21170749,72 кДж/кг. процесса Размещено на http://www.allbest.ru/ 53 Тепловой баланс реактора Р – 1 № наименование Т,К G d кДж/кг кг/час Q кДж/час Приход: 1. 1. дизельное топливо 261194,17 623 0,855 =862,70 2. водородсодержащий газ 3.теплота реакции 53009327,71 783582,08 623 67,65 Итого: 2. 225332210,5 21170749,72 299512287,9 Расход: 1.очищенное дизельное 256022,5 628 0,855 877,99 топливо 224785194,8 2.ВСГ 733582,08 628 67,65 53009327,71 3.углеводородные газы 4283,75 628 71,1 21655255,84 4.H S 299512287,9 Итого: 887,92 628 70,4 2.4 Расчёт конструктивных размеров аппарата (реактора гидроочистки) 1.1. Находим площадь поперечного сечения реактора по формуле: V м S= 3600* Где: V –объём паров проходящих через свободное сечение реактора (м /час) - допустимая скорость паров в свободном сечении реактора (м/сек) 1.2. Величину V определяем по формуле: 22,4C:/М: * Тр * 0,1 V= ______________________ м /час 273 * Размещено на http://www.allbest.ru/ 54 Где: S С:/М: - количество паровой смеси в реакторе (нмоль/час) Тр – температура в реакторе (К) - абсолютное давление в реакторе 1.3. Для расчёта С:/М: необходимо определить молекулярную массу по формуле: М = 60 + 0,3* Тср + 0,001* Тср 1.4. Рассчитываем среднюю молекулярную массу: М = 60 + 0,3*256 + 0,001*256 = 137,3 С: 261194,16 6529,85 6 нмоль/час М: 137,3 2 Тогда: 22,4*5167,6*685,5*0,1 V=____________________ =11626,7 м /час 2.1. Рассчитываем площадь поперечного сечения реактора: 11626,7 S=________ =6,25 м 3600*0,6 3.1 Диаметр реактора находим исходя из формулы: D = 1,128 S среднюю Размещено на http://www.allbest.ru/ 55 где: S – площадь поперечного сечения реактора , м 3.2 Расчёт диаметра реактора: D = 1,128 6,25 = 2,82 м 4.1 Рассчитываем высоту реактора по формуле: Vp h = _____ S где: h – высота (м) Vp- объём реакторного пространства ( м ). S – площадь поперечного сечения реактора (м ). 4.2 Объём реакционного пространства находим по формуле: G к.р. Vp =_______ п.с. где: G к.р. – количество катализатора в реакционном пространстве (кг) п.с. – плотность псевдоожиженного слоя катализатора. 4.3. Количество катализатора в реакционном пространстве находим по формуле: Сс Gк.р. = _______ g Размещено на http://www.allbest.ru/ 56 где: Cc – загрузка реактора (кг/час). g – массовая скорость подачи сырья Отсюда следует, что: 261194,16 G к.р. = ___________ = 58380,8 кг 4,474 58380,8 V = _________ = 72,9 м 800 72,9 h = _______ = 11,664 м 6,25 Вывод: На основании проведенного расчета получили высоту h = 11,664 м, диаметр D = 2,82 м ,из этого следует, что реактор имеет запас по нагрузке аппарата. Размещено на http://www.allbest.ru/ 57 3. Экономическая часть 3.1 Расчет затрат на сырье Сырье сутки месяц цена (руб). Дизельное топливо 6268,66 187092 497,06 Итого: 6268,66 187092 497,06 3.2 Расчет затрат на вспомогательные материалы № Наименование цена материала расходная Ед. изме норма рения Сырье Плановая потребность 1. 9499,00 0,3 Кг/т 187092 2. 665,43 0,02 Кг/т 187092 Итого: 56 535 3,75 2,5 Итого: 535,5 Затраты на вспомогательные материалы за декабрь 2000 года на установке Л -24 -9 составили 535,5 рублей. 3.3 Расчет затрат на энергию № Наименование Расходная Единица энергоресурса норма измерения Сырье Цена, Плановая потребность руб. тонн Тыс. руб 1. Электроэнергия 16,638 кВтч/т 187092 0,342 3112836 1126 2. Теплоэнергия 0,03 Гкол/т 187092 121,543 6051 735 3. Вода оборотная 0,98 м /т 187092 268,2 184 49 4. Воздух КИИ 1,4 м /т 187092 56,6 263 15 5. Воздух 0,1 м/т 187092 56,6 19 1 технический 6. Топливо жидко 14,13 кг/т 187092 284,00 2620 744 7. Газ топливный 21,29 кг/т 187092 284,00 3974 1168,5 3838,5 38,5 Итого: Размещено на http://www.allbest.ru/ 58 Затраты на энергоресурсы за декабрь 2000 года на установке Л – 24 – 9 составили3838,5 тысяч рублей. 3.4 Расчет УПР (условно – постоянных расход) № Наименование статей п/п Сумма на 1 т (руб.) Сумма Калькулирование тыс.руб. продукции 1. Зарплата основная 0,47 87 2. Отчисления на социальное страхование 0,18 34 3. Пусковые расходы и амортизации 0,21 39 4. Текущий ремонт 1,36 250 5. ВЗП 2,92 534 6. Цеховые расходы 1,12 205 7. Общезаводские расходы 6,80 1243 Итого: 2392 Затраты на УПР за декабрь 2000 года на установке Л – 24 – 9 составили 2392 тысяч рублей. Итого производственная себестоимость равняется: С техн = З сыр. + З вспом.мат. + З эн. Ресурсы + УПР С техн = 84492 тыс. руб. + 535,5 тыс. руб. + 383,5 тыс. руб. + 2392 тыс. руб. = 93258 тыс. руб. 3.5 Расчет не калькулируемой продукции № Наименование продукта п/п Количество Цена, руб. Сумма тыс. руб. тонн 1. Газ сухой 7358 284,00 1067 2. Сероводород 528 35,50 19 Итого: 1086 Размещено на http://www.allbest.ru/ 59 3.6 Расчет калькулируемой продукции № Наименование продукта Количество п/п 1. Цена руб. Сумма тыс. руб 497,06 90866 тонн Дизельное топливо 182806 Итого: 90866 3.7 Расчет внутризаводских цен № Наименование продукта п/п 1. Себестоимость Уровень Внутризаводская продукции рентабельности цена, руб. 497,06 10 % 546,76 Дизельное топливо 3.8 Расчет товарной продукции за декабрь 2000 года № Наименование Цена, п/п продукта руб. 1. Дизельное топливо Плановая потребность Фактическая потребность тонн тыс. руб. тонн тыс. руб 546,76 182838 99968 183850 100522 546,76 182838 99968 183850 100522 гидроочищенное Итого: 3.9 Анализ ТП за счет объема переработанного сырья № Наименование п/п продукта 1. Дизельное цена dпл % Qапл*dпл Qафк*dпл тонн тонн + цена + тыс. руб. 546,76 98,01 179199 180191 + 992 + 542 546,76 98,01 179199 180191 + 992 + 542 топливо гидроочищенное Итого: Вывод: за счет перевыполнения плана на установке Л – 24 -9 за декабрь 2000 года прибыль от перевыполнения плана за счет переработанного сырья составила 542 тысячи рублей. Размещено на http://www.allbest.ru/ 60 3.10 Анализ ТП за счет отбора целевых продуктов № Наименование Qафк*dфк Qафк*dфк dфк dпл цена +тонн +тыс. п/п продукта тонн тонн % % 1. Дизельное топливо 181091 181828 98,9 98,01 546,76 +1636 + 895 181091 181828 98,9 98,01 546,76 +1636 + 895 руб. гидроочищенное Итого Вывод: за счет увеличения процента отбора целевого продукта установки С 98,01 % по плану до 98,9 % по факту получили прирост товарной продукции на сумму 895 тысяч рублей за декабрь 2000 года. В целом установка Л – 24 – 9 справилась с плановым заданием. ТП = 100522 + 542 + 895 = 101959 тысяч рублей. 3.11 Расчет прибыли ПР = ТП – З ПР = 100522 – 0,3258 = 7264 тысячи рублей. 3.12 Расчет уровня рентабельности R = ПР/ З * 100 % 0,0778914 = 7,8 % 3.13 Пути увеличения при рентабельности 1. Увеличение ТП: а) за счет увеличения объёмов переработанного сырья Размещено на http://www.allbest.ru/ 61 б) за счет увеличения отбора целевых продуктов. 2. Уменьшение затрат по основным статьям: - на сырье - на электроэнергию; - на катализатор; - на общезаводские расходы; Основные ТЭП установки гидроочистки дизельного топлива Л – 24 -9 (сводная таблица) № Наименование показателей п/п Единица Значение измерения показателя 1. Объем переработанного сырья тонн 187092 2. Среднесуточная производительность тонн 6268,66 3. Объем товарной продукции тыс. руб. 100527 4. Производительная себестоимость тыс. руб. 93258 5. Затраты на 1 рубль ТП рублей 0,9 6. Численность промышленного персонала человек 20 7. Производительность труда тыс.руб./ чел. 5026 Вывод: в результате произведенных расчетов в целом установка Л – 24 -9 справилась со своим заданием. Было переработано 187092 тонны сырья и произведено товарной продукции на сумму 100527 тыс. руб. Из-за высоких цен на сырье, реагенты и энергоресурсы произведенная себестоимость составила 100527тыс. руб. Производительность труда при данной загрузке составила 5026 рублей на одного штатного работника. Размещено на http://www.allbest.ru/ 62 ВЫВОДЫ Актуальность данной темы состоит в необходимости глубокой очистки дизельных топлив от сернистых соединений с целью повышения их товарных качеств. 1. Для работы установки на производительность 2100 тыс. тонн в год необходимо 2100 тыс. тонн в год дизельного топлива и 5250 тыс. тонн в год ВСГ. При этом будет получено гидроочищенного дизельного топлива 2050,44 тыс. тонн в год при этом потери составят сырья 7,980 тыс. тонн в год, ВСГ 12,81 тыс. тонн в год, что составит 0,38 и 0,61 % соответственно. 2. При расчете топливного баланса установлено, что реакция гидроочистки экзотермическая с выделением 21140749,72 кДж/кг. 3. При расчете конструктивных размеров реакторов гидроочистки установлено, что на данную производительность требуется аппарат диаметром 2,82 м и высотой 11,4 м, при сравнении их с собственными размерами диаметром 3,56 м и высотой 11,92 м . Следует, что реактор имеет запас мощности. 4. В результате вышеприведенных расчетов в целом установка Л – 24 – 9 справилась со своим заданием за декабрь 2000 года. Было переработано 187092 тонны дизельного топлива и проиведенно товарной продукции на сумму 102789 тысяч рублей. Из-за высоких цен на сырье, реагенты энергоресурсы производственная себестоимость составила 93528 тысяч рублей. В результате чего получили прибыль от переработанного сырья 9532 тысяч рублей. При данной мощности установки рентабельность составила всего 10,5 %, что является невысоким показателем. Производительность труда при данной загрузке составила 5140 рублей на одного штатного работника. Размещено на http://www.allbest.ru/ 63 ЛИТЕРАТУРА: 1. Горячев В.П. « Основы автоматизации в нефтеперерабатывающей промышленности» - М.; Химия, 1987 год. 2.Гусейнов Д.А. « Технологические расчеты процессов нефтепереработки» 3. Золотникова Л.Г., Колосков В.А., Лобанская С.Н. и др. « Организация и планирование производства. Управление нефтеперерабатывающими и нефтехимическими предприятиями». - М.; Химия, 1988 год. 4. Клименко В.Л. « экономика химической промышленности» - Л.; Химия, 1990 год. 5. Кузнецов А.А. , Судаков Е.И. и др. «Расчет процессов и аппаратов». Химия 1974 год. 6. Миркин Б.М., Наумова Л.Г. « Экология России». М.; АО МДС Юнисам, 1995 год. 7. Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтегазопереработки». М.; Химия 1987 год. 8. Попов А.Н. «Большая химия города Омска» - Омск – 1992 год. 9. Табурчак П.П. «Экономика химического предприятия и предпринимательство». Химия 1995 год. 10. Технологический регламент установки гидроочистки Л – 24 -9 11. Хвостенко М.М. « Переработка и нефтехимия» М – 1997 год №1. 12. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. «химия и технология нефти и газа». Л – 1985 год. Размещено на Allbest.ru