МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГОКРАЯ Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение «КРАЕВОЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ТЕХНИКУМ» ДИПЛОМНАЯ РАБОТА (расчетно-пояснительная записка) Тема: Разработка процесса первичной переработки нефти на примере вакуумного блока установки АВТ-2 ООО «ЛУКОЙЛПермнефтеоргсинтез» Курс 4 Группа ПНГ9-15 Специальность 18.02.09 Переработка нефти и газа Дипломник Руководитель Консультант _______________ (Ф.И.О.) _______________ Сазонова Е.А. (подпись) (Ф.И.О.) _______________ (подпись) Н.контроль Гилев М.Э. (подпись) _______________ (подпись) г. Пермь, 2019 г. Чекалкина О.И. (Ф.И.О.) Кордюкова О.В. (Ф.И.О.) 3 Содержание стр Введение…………………………………………………………………….5 1 Технологическая часть 1.1. Назначение и краткая характеристика процесса………………………………………………………………………..…..6 1.2. Характеристика исходного сырья и готовой продукции ………………………………………………………………………….…..6 1.3. Теоретические основы процесса первичной переработки нефти …………………………………………………………………………..….8 1.4.Описание технологической схемы…………………………………..9 2. Расчётная часть 2.1. Расчет материального баланса (установки, блока или аппарата)…16 2.2. Расчет теплового баланса (установки, блока или аппарата)………17 3. Контроль и регулирование технологического процесса 3.1. Контроль технологического процесса………………………………24 3.2. Контроль расхода сырья, топливно-энергетических ресурсов……28 4. Пуск и останов установки 4.1. Подготовка и пуск установки ……………………………………….30 4.2 Нормальная остановка установки ………………………………...…33 4.3. Аварийная остановка установки…………………………………….34 5. Техника безопасности при эксплуатации установки 5.1 Требование безопасности при пуске установки………………….…35 5.2 Требования безопасности при остановке установки……………….37 5.3. Требования безопасности при ведении технологического режима……………………………………………………………………………38 4 6. Экономическая часть 6.1 Расчет объемов производства выпускаемой продукции………..….43 6.2 Организация производства……………………………………….…..44 6.2.1 Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего…………………………………………………......................................44 6.2.2 Расчет численности производственных рабочих……………...….45 6.2.3 Расчет годового фонда заработной платы производственных рабочих……………………………………………………………………...........46 6.3 Расчет себестоимости продукции…………………………………....59 6.4 Расчет технико-экономических показателей…………………….....62 Заключение………………………………………………………………..65 Список использованной литературы………………………………….…66 5 Введение На данном этапе развития технологий и промышленности, переработка нефти становится всё более актуальной и значимой. Так как для современной техники требуется всё большее количество и разнообразие продуктов нефтепереработки. Появляется необходимость использовать не только прямогонные фракции нефти (бензин, керосин, дизельное топливо), но и продукты которые получают при дальнейшей переработке (вакуумное дизельное топливо, вакуумные газойли, гудрон), всё это является основой первичной перегонки нефти. Проблемы углубления переработки мазута под вакуумом, т.е. получения максимального количества светлых фракций и боковых погонов, которые так необходимы в дальнейшей переработке нефти, приобретают для нефтепереработки всё более важное значение, вакуумная перегонка мазута, является одной из самых значимых процессов на НПЗ Поэтому целью дипломной работы, является разработка технологического процесса вакуумной перегонки мазута. В связи с этим поставлены следующие задачи дипломной работы: - изучить теоретические основы процесса переработки мазута под вакуумом; - изучить требования, предъявляемые к сырью и продуктам; - изучить требования охраны труда и окружающей среды; - произвести технологический расчёт вакуумной колонны. 6 1 Технологическая часть 1.1 Назначение и краткая характеристика процесса Первичная переработка нефти включает в себя вакуумную перегонку мазута. Технологический процесс вакуумной перегонки мазута включает в себя следующие технологические стадии: - нагрев мазута в печи; - фракционирование мазута в вакуумной колонне, с получением вакуумных погонов, слопа и гудрона. 1.2 Характеристика исходного сырья и готовой продукции Для вакуумного атмосферного блока. блока исходным Характеристики сырьем сырья и является готовой продукт продукции вакуумного блока приведена в таблице 1. Изм. Лист № докум. Разраб. Гилев М.Э. Руководит СазоноваЕ.А. Н. Контр. Кордюкова О.В. Утверд. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 Технологическая часть Лит. Лист Листов 1 10 ГБПОУ «КИТ», гр.ПНГ9-15 7 Таблица 1. Характеристика сырья и готовой продукции Наименование сырья, готовой продукции Номер СТО Показатель качества, подлежащий проверке. Норма Мазут СТО ПР 67-2013 Плотность при 20 °С, кг/м³, в пределах Фракционный состав: - до 350 °С перегоняется, %, не более 930 – 955 Средневязкий дистилят Вязкий Дистиллят Гудрон СТО ПР 34-2017 СТО ПР 34-2017 СТО ПР 72010 Слоп СТО ПР 41-2010 Продукты вакуумной перегонки СТО ПР 32-2010 Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже Кинематическая вязкость при 100 °С, мм²/с, в пределах Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже Цвет, единицы ЦНТ, не более Фракционный состав: - 5 % перегоняется при температуре, °С, не ниже - 95 % перегоняется при температуре, °С, не выше Кинематическая вязкость при 100 °С, мм²/с, в пределах Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже Цвет, единицы ЦНТ, не более Фракционный состав: - 5 % перегоняется при температуре, °С, не ниже - 95 % перегоняется при температуре, °С, не выше Вязкость условная при 80 °С, определяемая вискозиметром с отв.5 мм, с, не менее Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже Плотность при 20 °С, кг/м³ Коксуемость, %, не менее Массовая доля воды Массовая доля серы Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже Вязкость условная, определяемая вискозиметром с отверстием 5 мм при 80 °С, с, не менее 10 110 4,7 –5,7 190 2,5 370 445 8,5 – 11,0 200 4,0 500 15 220 8,0 220 4,0 Фракционный состав: - температура начала кипения, °С - температура конца кипения, °С Температура застывания, °С, не ниже 520 580 12 Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже 80 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 2 8 1.3 Теоретические основы процесса первичной переработки нефти Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений. Кислород, сера, азот и некоторые металлы входят в состав нефти в виде различных соединений. В нефти содержатся также в небольших количествах не углеводородные соединения, органические кислоты и другие вещества. Перегонкой называется процесс частичного выкипания жидкого раствора или конденсации парового раствора различных по летучести веществ с целью получения одного продукта более летучего, а другого менее летучего, чем исходный раствор. Причиной изменения состава начального раствора в ходе процессов выкипания или конденсации является выделение из него новой фазы. Она имеет состав, равновесный с начальным раствором, но количественно отличный от него. Это обстоятельство, а также значительное различие в плотностях паровой и жидкой фаз, обеспечивающее возможность легкого отделения их друг от друга, образуют основу промышленного применения перегонки. Ректификация является процессом разделения растворов на компоненты путем многократного двустороннего массообмена между противоточно движущимися парами и жидкостью. Взаимодействие фаз при ректификации представляет собой диффузию низкокипящего компонента из жидкости в пар и высококипящего компонента из пара в жидкость. При разделении нефти перегонкой и ректификацией получают фракции или дистилляты, выкипающие в определенном интервале температур и представляющие собой сложные смеси. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 3 9 Масляные дистилляты или вакуумный газойль в процессе первичной переработки выделяют из остатка атмосферной перегонки мазута. Для снижения температур кипения разделяемых компонентов и предотвращения термического разложения сырья мазут перегоняют в вакуумной колонне. С углублением вакуума температуры кипения компонентов снижаются (особенно компонентов большой молекулярной массы). Вакуум создается барометрическими конденсаторами и вакуумными насосами, которые можно включать в различной последовательности. Особенности перегонки в вакуумной колонне связаны с низким остаточным давлением в колонне и условиями нагрева тяжелого по фракционному составу сырья. В вакуумной колонне необходимо создать условия, обеспечивающие высокую долю отгона и минимальное разложение сырья. В современной технологии переработки нефти первичная перегонка используется в основном для получения сырья для последующих процессов. 1.4 Описание технологической схемы вакуумного блока установки Мазут подаётся в радиантно-конвекционную шатровую печь П-1, которая оснащена комбинированными газожидкостными горелками, двумя потоками, в которой нагревается до температуры 350С. Мазут из печи П-1 по двум трансферным линиям поступает в колонну К-1 на «глухую» тарелку. Расход мазута в печь П-1 регулируется приборами поз. FIRCSA 317L, 317P, регулирующие клапаны установлены на линии мазута в печь П-1. Давление мазута в змеевиках печи измеряется поз. PIRSA 218, 219. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 4 10 Температура мазута на выходе из печи регулируется приборами поз. TIRCSА 101L, 101P, регулирующие клапаны установлены на линии газообразного топлива к печи П-1. На трубопроводе подачи пара в линию мазута в печь П-1, на каждом потоке установлены отсекающие клапаны поз. XV 302, 301 соответственно. Из кармана 1 слоя выводится легкий вакуумный газойль (ЛВГ) на прием насосов Н-7,8 и далее прокачивается через теплообменники Т-1/1; Т1/4, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения В-1, затем часть потока возвращается на орошение 1 слоя насадки К-1 через фильтр Ф-1, другая часть выводится с установки. Температура ЛВГ на выходе с 1-го слоя насадки К-1 измеряется поз. TIRА 109. Температура ЛВГ на орошение первого слоя насадки, после В-1 регулируется прибором поз. TIRС 108. Регулирование осуществляется частотным преобразователем установленным на электродвигателе В-1. Температура ЛВГ на выходе с установки измеряется поз. TIRА 111. На трубопроводе ЛВГ на выходе с установки установлен отсекающий клапан поз. XV 303. Температура верха колонны К-1 регулируется прибором поз. TIRCА 108 с коррекцией по расходу орошения на I слой насадки поз. FIRC 302, регулирующий клапан установлен на линии подачи орошения на I слой насадки. Расход вывода ЛВГ с установки регулируется прибором поз. FQIRC 303 с коррекцией по уровню в кармане 1-го слоя колонны К-1 поз. LIRСА 402. Регулирующий клапан установлен на линии вывода легкого вакуумного газойля с установки. Давление верха колонны К-1 измеряется поз. РIRА 202. Температура паровой фазы над 2-м слоем насадки измеряется поз. TIR 113. Из кармана 2 слоя средневязкий дистиллят (СВД) насосами Н-9,10 прокачивается через теплообменники Т-2/12; Т-1/4 выводится с установки. Температура СВД на выходе со 2-го слоя насадки колонны К-1 измеряется поз. TIRА 114. Уровень в кармане 2-го слоя регулируется Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 5 11 прибором поз. LIRCА 404, регулирующий клапан установлен на линии вывода СВД с установки. Расход СВД с установки измеряется поз. FQIR 304. Температура СВД на выходе с установки измеряется поз. TIRА 115. На трубопроводе СВД на выходе с установки установлен отсекающий клапан. Для регулирования температурного режима в колонне К-1 из кармана 3-го слоя насадки выводится циркуляционное орошение. Насосами Н-11,12 циркуляционное орошение прокачивается через теплообменники Т-2/3, Т-1/3 и после охлаждения в аппарате воздушного охлаждения В-2 (2 секции) через фильтр Ф-2 возвращается в колонну К-1 на орошение 3-го слоя насадки. Температура циркуляционного орошения на выходе с 3-го слоя насадки колонны К-1 измеряется поз. TIR 116. Температура циркуляционного орошения на входе на 3-й слой насадки колонны К-1 регулируется прибором поз. TIRС 117. Регулирование температуры осуществляется частотным преобразователем установленным на электродвигателе В-2. Расход циркуляционного орошения на 3 слой насадки регулируется прибором поз. FIRC 305, регулирующий клапан установлен на линии подачи циркуляционного орошения в колонну К-1. Уровень в кармане 3 слоя измеряется поз. LIRА 405. Температура паровой фазы над 3-м слоем насадки измеряется поз. TIR 118. Из кармана 4-го слоя насадки колонны К-1 вязкий дистиллят (ВД) насосами Н-13,14 прокачивается через теплообменники Т-3/12, Т-4/1,2, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ХВ-1 и выводится с установки. Часть ВД с выкида насосов Н-13,14 через фильтр Ф-3 возвращается в колонну на орошение 5 слоя насадки в качестве горячего орошения. Температура ВД на выходе с 4-го слоя насадки К-1 измеряется поз. TIRА 119. Расход горячего орошения на 5 слой насадки колонны К-1 регулируется прибором поз. FIRC 306, регулирующий клапан установлен на линии подачи Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 6 12 ВД на 5-й слой насадки К-1. Температура горячего орошения К-1 измеряется поз. TIR 146. Уровень в кармане 4-го слоя насадки регулируется прибором поз. LIRCSA 406, регулирующий клапан установлен на линии ВД с установки. Температура паровой фазы над 4-м слоем насадки измеряется поз. TIR 120. Расход ВД с установки измеряется поз. FQIR 307. Температура ВД на выходе с установки измеряется поз. TIRА 121. На трубопроводе ВД на выходе с установки установлен отсекающий клапан. Из кармана 5-го слоя насадки затемненная фракция (слоп) насосами Н15,16 прокачивается через теплообменники Т-5/1, Т-5/4, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ХВ-2 и выводится с установки. Температура слопа на выходе с 5-го слоя насадки К-1 измеряется поз. TIR 122. Расход слопа с установки измеряется поз. FQIR 308. Температура слопа на выходе с установки измеряется поз. TIRА 123. На трубопроводе слопа на выходе с установки установлен отсекающий клапан. Уровень в кармане 5-го слоя регулируется прибором поз. LIRCSА 407, регулирующий клапан установлен на линии вывода слопа с установки. Давление над 5-м слоем насадки измеряется поз. PIR 203. Температура паровой фазы над 5-м слоем насадки измеряется поз. TIR 124. Для регулирования вязкости гудрона предусмотрена линия оверфлеша - возврат слопа от насосов Н-15,16 в куб колонны К-1. Расход оверфлеша регулируется прибором поз. FIRC 309, регулирующий клапан установлен на линии выкида Н-15,16 в колонну К-1. С низа колонны К-1 гудрон насосами Н-17/18 прокачивается через теплообменники Т-5/3, Т-5/4, Т-5/5, Т-5/6, Т-6, Т-7, Т-8 и выводится с установки. Расход гудрона с установки измеряется поз. FQIR 310. Температура гудрона на выходе с установки измеряется поз. TIRА 126. Уровень в кубе колонны К-1 измеряется и регулируется прибором поз. LIRCА 408. Давление низа колонны К-1 измеряется поз. PIR 204. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 7 13 Температура паровой фазы над глухой тарелкой измеряется поз. TIR 125. Для регулирования температурного режима низа колонны К-1 часть гудрона (кулинг) после теплообменника T-7 подается в низ колонны. Расход кулинга регулируется прибором поз. FIRC 311, регулирующий клапан установлен на линии подачи кулинга в колонну К-1 Газы разложения из вакуумной колонны К-1 по двум шлемовым трубам поступают под нижнюю «глухую» тарелку баромконденсатора А-1, конденсируются на пакетах регулярной насадки FLEXIPAC M202Y. За счет теплообмена и массообмена конденсируется и поглощается основная масса выносимого из вакуумной колонны нефтепродукта. Температура паров из К-5 в А-10 измеряется поз. TIR 127, 128. Дизельное топливо прямогонного подается на верхний слой насадки баромконденсатора А-1 через распределитель, после аппарата воздушного охлаждения ХВ-2 и водяного холодильника Т-8. Расход топлива дизельного прямогонного в А-1 регулируется прибором поз. FIRC 312, регулирующий клапан установлен на линии подачи топлива дизельного прямогонного в А-1. Температура топлива дизельного прямогонного в А-1 измеряется поз. ТIR 129. Насыщенное топливо дизельное прямогонное (абсорбент) из баромконденсатора А-1 поступает на прием насосов Н-5,6, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ХВ-2 и выводится с установки совместно, либо раздельно, с дизельным топливом прямогонным. Расход абсорбента на выходе с установки регулируется прибором поз. FIRC 313 с коррекцией по уровню в А-1 поз. LIRCА 4023. Регулирующий клапан установлен на выкиде насосов Н-5,6. Давление верха баромконденсатора А-1 измеряется поз. PIR 205, давление низа поз. PIR 206. Температура абсорбента на выходе из А-1 измеряется поз. TIR 130. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 8 14 Температура верха баромконденсатора А-1 измеряется поз. ТIR 131, 132, температура низа поз. TIR 133, 134. На трубопроводе абсорбента из А-1 на выходе с установки установлен отсекающий клапан поз. XV 613. Технологической схемой предусмотрен вывод абсорбента из А-1 в линию некондиции. На трубопроводе вывода абсорбента в линию некондиции установлен отсекающий клапан поз. XV 614. Не сконденсировавшиеся углеводородов и газы в баромконденсаторе А-1 отсасывается ступенчатым разложения 3-х пары пароэжекторным насосом А-2. Пары и газы разложения поступают на вход эжектора 1 ступени V-1, в сопло которого подаётся водяной пар, вследствие чего создается разряжение. Далее смесь паров углеводородов и газов разложения поступает в промежуточный конденсатор-холодильник 1 ступени Х-1, где происходит охлаждение смеси оборотной водой с тит. 313. Далее не сконденсировавшиеся газы и пары поступают последовательно на эжектор V-2 и конденсатор - холодильник 2 ступени Х-2 и далее на эжектор V-3 и конденсатор - холодильник 3 ступени Х-3. Конденсат с конденсаторов - холодильников Х-1, Х-2, Х-3 выводится с установки. Не сконденсировавшиеся газы разложения после конденсатора холодильник Х-3 выводится с установки. Расход водяного пара на эжекторы V-1,2,3 измеряется поз. FIR 314. Температура водяного пара измеряется поз. TIR 135. Давление водяного пара на эжектора регулируется прибором поз. PIRC 207. Регулирующий клапан установлен на линии пара на эжектора V1,2,3. Расход оборотной воды на ВСС измеряется ультразвуковым накладным расходомером поз. FIR 315. Температура оборотной воды на входе в конденсатор - холодильник 1 ступени Х-1 измеряется поз. TIR 136. Температура оборотной воды на выходе из конденсатора - холодильника 3 ступени Х-3 измеряется поз. TIR 137. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 9 15 Давление оборотной воды на выходе из ВСС измеряется поз. PIR 212 Давление в эжекторе V-1 измеряется поз. PIR 213. Температура не сконденсировавшихся газов и паров на выходе из Х-1 измеряется поз. TIR 138. Температура конденсата стекающего из Х-1 в Е-4 измеряется поз. TIR 139. Температура воды после конденсатора 1-ой ступени Х-1 измеряется поз. TIR 140. Давление в эжекторе V-2 измеряется поз. PIR. 215. Температура несконденсировавшихся газов и паров на выходе из Х-2 измеряется поз. TIR 141. Температура конденсата стекающего из Х-2 в Е-4 измеряется поз. TIR 142 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТЧ. 18.02.09 10 16 2 Расчетная часть 2.1 Расчет материального баланса вакуумной колонны К-1 Материальный баланс выполняется с целью определения потребности в сырье и материалах, количества отходов и потерь. На основании материального баланса определяются расходные коэффициенты сырья основных и вспомогательных материалов Исходные данные для расчета материального баланса: - сырьё - мазут; - производительность – 240 000 т/год; - число рабочих дней - 350. Суточная производительность определяется по формуле: G Gсут = год , (1) чрд где чрд - число рабочих дней; Gгод - годовая производительность установки, т/год. Gсут = 240 000 = 685,7 350 Часовая производительность определяется по формуле: Изм. Лист № докум. Разраб. Гилев М.Э. Руководит Сазонова Е.А. Н. Контр. Кордюкова О.В. Утверд. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 Расчетная часть Лит. Лист Листов 1 8 ГБПОУ «КИТ», гр.ПНГ9-15 17 Gч = Gсут ∙1000 24 , (2) где 1000 - кг в 1 тонне; 24 - часа в 1 сутках. Gч = 685,7 = 28,6 т/ч 24 Данные расчета материального баланса установки сводим в таблицу 2. Таблица 2. Материальный баланс процесса Статьи Выход, % массовые т/сут. т/ч т/год - мазут 100,0 685,7 28,6 240 000,0 Итого 100,0 685,7 28,6 240 000,0 40,0 274,3 11,4 96 000,0 42,0 288,0 288 12,0 12 100 800,0 100800 2,0 16,0 13,7 109,7 0,6 4,6 4800,0 4800 3838400 400,0 100,0 685,7 28,6 240 000,0 Приход: Расход: - Дистилляты вакуумные - сырье для производства масел - Продукты вакуумной перегонки - Продукты -вакуумной Слоп -перегонки Гудрон - Слоп Итого - Гудрон 2.2 Расчет теплового баланса вакуумной колонны Тепловой баланс колонны учитывает все тепло, вносимое и выносимое из колонны. Согласно закону сохранения энергии, можно написать (без учета потерь в окружающую среду): Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 2 18 ∑ 𝑄вх = ∑ 𝑄вых (3) где Qвх – суммарное тепло, входящее в колонну, Вт или кДж/ч; Qвых – суммарное тепло, выходящее из колонны, Вт или кДж/ч. Тепло, вводимое в колонну 1) С сырьем, нагретым до температуры t0 Qc G1eJ tп0 G1 (1 e) J tж 0 (4) Jп Jж Где , - энтальпия сырья, кДж/кг; t0 – температура нагрева сырья: t0 =398С; G- масса сырья, кг/ч. G = 292892,156 кг/ч; е = 0,522 15 J 0п (4 15 ) а 308,99 (5) 420 = 0,8862 15 15 420 5 Где – средняя температурная поправка 15 15 = 0,8862 + 5 0,00066 = 0,8895 Где – определим по приложению 20 [4] (для жидких нефтепродуктов) и 21 [4] (для паров нефтепродуктов). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 3 19 п J 398 = (4 – 0,8895) ·485,046 – 308,99 = 1199,746 кДж/кг ж J 398 1 0,8895 ·940,856 = 997,586 кДж/кг Qc = 292892,156 · 0,522 · 1199,746 + 292892,156 · (1 – 0,522) · 997,586 = 323093297,2кДж/кг 2) Тепло, вводимое с водяным паром в.п в.п Qв.п. Gв.п. ( J вх J вых ) (6) в .п в .п J вх 400 С = 3282,4 кДж/кг ; J в х90С = 2670,82 кДж/кг по приложению 29. Расход водяного пара составляет 1,5% на мазут: Gв.п.= 0,015 · 292892,156 = 4393,38кг/ч Gв.п.= 4393,38 · (3282,4 – 2670,82) = 2686904,772 кДж/ч Общее количество тепла вводимое в колонну, составляет: Qвх. = Qс + Qв.п. = 323093297,2+2686904,772 = 325780202,1 кДж/ч Тепло, выводимое из колонны 1) С парами ректификата (QD, Вт или кДж/ч) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 4 20 п QD = D · J tD (7) Считая, что углеводородных газов образуется не более 0,1% мас. D = 292892,156 · 0,001 = 292,892 кг/ч 420 0,7232 15 15 0,7232 5 0,000087 = 0,72755 Где tD – температура верха колонны: принимаем tD =90С, а=256,17 кДж/кг п J 90 = 256,17 · (4 – 0,72755)-308,99 = 529,31 кДж/кг QD = 292,892 · 529,31 = 155031,777 кДж/ч 2) С жидким остатком QR = R J tж R (8) Где tR – температура низа колонны: tR =378С a = 880,748 кДж/кг 420 0,9640 15 15 0,9640 + 5 · 0,000554= 0,96677 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 5 21 ж J 378 1 880,748 0,96677 = 895,757 кДж/кг R=161151,960 кг/ч QR = 161151,96 · 895,757 = 144352953,8 кДж/ч 3) С фракцией 350-450С Ж ж Q350 450 G J tж (9) G= 84558,824 кг/ч , = 584,828кДж/кг при t=272С 420 0,8850 15 15 0,8850 + 5 · 0,00066= 0,8883 ж J 272 Ж Q350 450 1 584,828 0,8883 = 620,51 кДж/кг = 84558,824· 620,51 = 52469540,47 кДж/ч 4) С фракцией 450-500°С Ж ж Q450 500 G J tж (10) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 6 22 420 0,910 G = 47181,372 кг/ч 15 0,910+ 5 · 0,00062 = 0,9131 15 = 751,76 кДж/кг при t=337С ж J 337 Ж Q450 500 1 761,76 0,9131 = 797,185 кДж/кг = 47181,372 · 797,185=37612271,16 кДж/ч Общее тепло, выводимое из колонны, составляет: Q вых. = QD + QR + Q350-450 + Q450-500 = 155031,777 + 144352953,8 + 52469540,47 + 37612271,16 = 234589797,2 кДж/ч Разность между теплом, входящим в колонну и выходящим из нее, необходимо снимать циркуляционным орошением: Q = Qвх. - Qвых = 325780202,1-234589797,2 = 91190404,9 кДж/ч 2 Qц.о = Q Qц.о = 45595202,45 кДж/ч Циркуляционный поток жидкости имеет разность температур на выходе его из колонны и входе в нее t = 50-100С. Примем t = 75 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 7 23 Q ц.о Gц.о = J tж J tж вых вх (11) J Iж197 1 398,498 0,8883 = 422,811 кДж/кг J IIж262 1 554,91 0,9131 = 580,716 кДж/кг Gц .оI 45595202,45 620,51 422,811 = 230629,40 кг/ч Gц .оII 45595202,45 797,185 580,716 = 210631,56 кг/ч Оформим тепловой баланс в виде таблицы: Таблица 3. Тепловой баланс вакуумной колонны Продукт 1. Мазут Тепло входящее Продукт t, °С G, кг/ч Q, кДж/ч 398 292892,156 323093297,2 Газы 2.Водяной 400 4393,382 t, °С G, кг/ч Q, кДж/ч 90 292,892 155031,777 Остаток 378 161151,96 144352953,8 350-450 272 84558,824 52469540,47 2686904,772 450-500 337 47181,372 37612271,16 ц.оI 197 230629,40 45595202,45 ц.оII 262 210631,56 45595202,45 пар Итого Тепло выходящее 325780202,1 Итого 325780202,1 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.РЧ. 18.02.09 8 24 3 Контроль и регулирование технологического процесса 3.1 Контроль технологического процесса Значение аналитического контроля для производства огромное, так как дает возможность судить о ходе технологического процесса, его соответствии установленным режимам, о качестве используемого сырья и готовой продукции. Без аналитического контроля предприятие не может выпускать продукцию, соответствующую установленным нормам. Хорошо налаженный контроль способствует ритмичной работе предприятия, повышению качества продукции, снижению брака и уменьшению отходов производства. На основании результатов анализа осуществляют классификацию продукции по сортам или маркам и производят финансовые расчеты между поставщиком продукции и ее потребителем. Аналитическая служба – это сложная система, позволяющая получить данные о химическом составе (реже – химическом строении веществ), которые необходимы для материального производства, рационального использования природных ресурсов и охраны окружающей среды. Изм. Лист № докум. Разраб. Гилев М.Э. Руководит Сазонова Е.А. Н. Контр. Утверд. Кордюкова О.В. Подпись Дата ДР.ПЗ.КиРТП. 18.02.09 Контроль и регулирование технологического процесса Лит. Лист Листов 1 6 ГБПОУ «КИТ», гр.ПНГ9-15 25 Таблица 4. Аналитический контроль технологического процесса Наименование Нормативные стадии документы на процесса, методы анализируемый Контролируемые показатели измерений продукт (испытаний, контроля анализов) Норма Частота контроля Мазут 930 – 955 по требованию Легкий вакуумный Плотность при 20 °С, кг/м³, в пределах Температура вспышки в открытом тигле, °С, не менее ГОСТ 3900 Фракционный состав, °С до 350 °С перегоняется, %, не более ОСТ 38.01380-95 или ASTM D1160 Фракционный состав, °С температура начала кипения ОСТ 38.01380 или температура конца кипения, не более ASTM D1160 520 сырье установки КК-1 ГОСТ 20287 580 сырье установки гидрокрекинга компонент ВГЛ Температура застывания, °С, не менее ГОСТ 20287 110 по требованию ГОСТ 4333 газойль 10 1 раз в неделю и не нормируется, по требованию определение обязательно по требованию или ASTM D97 Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее ГОСТ 6356 Коксуемость, %, не более ASTM D93 или по требованию не нормируется по требованию определение обязательно по требованию Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. КиРТП. 18.02.09 2 26 Продолжение таблицы 4 Средневязкий дистиллят Вязкий дистиллят Кинематическая вязкость ГОСТ 33 при 100 °С, мм²/с, в пределах Температура вспышки в ГОСТ 6356 закрытом тигле, °С, не менее 1 раз в сутки 4,5-5,7 по требованию 190 Цвет, ед. ЦНТ, не более ГОСТ 20284 1 раз в сутки Кинематическая вязкость при 100 °С, мм²/с, в пределах ГОСТ 33 Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее ГОСТ 6356 200 по требованию Цвет, ед. ЦНТ, не более ГОСТ 20284 4,0 по требованию Фракционный состав: - 95 % перегоняется при температуре, °С, не более ASTM D1160 или 2,5 3 раза в неделю 8,5-11,0 по требованию 500 ASTM Е1655 - температура начала кипения, °С не нормируется, определение обязательно - температура конца кипения, °С, не более: - компонент ВГЛ ОСТ 38.01380 или - сырье установки КК-1 - сырье установки гидрокрекинга ASTM D 1160 Коксуемость, %, не более ASTM D4530 или 0,4 ASTM D189 12 Температура застывания, °С, не менее не нормируется, определение обязательно по требованию 520 580 по требованию ГОСТ 20287 или ASTM D97 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. КиРТП. 18.02.09 3 27 Продолжение таблицы 4 Слоп Гудрон Температура вспышки в открытом тигле, °С, не менее ГОСТ 4333 Вязкость условная, ГОСТ 11503 определяемая вискозиметром с отверстием 5 мм при 80 °С, с, не менее Температура вспышки в ГОСТ 6356 закрытом тигле, °С, не менее или Вязкость условная при 80 °С, определяемая вискозиметром с отверстием 5 мм, с, не менее Плотность при 20 °С, кг/м³, не менее ASTM D93 или по требованию 4,0 1 раз в неделю 220 15 по требованию ГОСТ Р ЕН ИСО 2719 ГОСТ 11503 не нормируется, определение обязательно Коксуемость, %, не менее Массовая доля воды, % Массовая доля серы по требованию 220 по требованию 8,0 ГОСТ 3900 следы не нормируется, определение обязательно ГОСТ 19932 по требованию или ASTM D4530 по требованию по требованию ГОСТ 2477 ASTM D 4294 или ГОСТ Р 51947 или ГОСТ 1437 Контроль качества – важная функция в управлении качеством на предприятии. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. КиРТП. 18.02.09 4 28 Общие критерии оценки качества устанавливаются в нормативной документации: технических регламентах, стандартах, технических условиях на конкретные виды продукции. Таким образом, понятие «качество» связано с удовлетворением ожиданий потребителей в отношении определенного продукта, а значит является важной составляющей конкурентоспособности продукта и залогом того, что продукт будет продаваться и в любой экономической ситуации завоюет большую аудиторию. 3.2 Контроль расхода сырья, топливо-энергетических ресурсов На нефтеперерабатывающих осуществляется с помощью заводах контроль контрольно-измерительных производства приборов и лабораторных анализов. Контрольно-измерительные приборы записывают, измеряют и регулируют уровень, давление, температуру, концентрацию (плотность) катализатора в аппаратах, а также измеряют количество пара, газа, воздуха, жидкости. Контроль качества сырья и получаемых продуктов производит заводская или цеховая лаборатория. Таблица 5. Контроль расхода сырья, топливо-энергетических ресурсов Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима Нагрев нефтепродукта в П-1: - расход мазута в К-1 Номер позиции прибора на схеме Единица измерения TIRCА 1046 °С FIRCSА 3031L,3031P м³/ч Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности измерительных приборов не более 365 1,0 не более 20 2,0 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. КиРТП. 18.02.09 5 29 Продолжение таблицы 5 Фракционировани е мазута в вакуумной колонне К-1: - температура: верха TIRCА 1031 °С не более 220 1,0 TIRCА 1032 °С не более 350 3,0 - на выходе 1-го погона TIRCА 1036 °С в пределах 200-260 1,0 -на выходе 2-го погона TIRCА 1035 °С в пределах 240-290 1,0 -на выходе 3-го погона TIRCА 1037 °С в пределах 250-335 1,0 -давление остаточное Температура продуктов на выходе с установки: -легкого вакуумного газойля PIRА 2009 (мм рт. ст.) не более 60 1,5 TIRА 1113 °С не более 70 2,5 -средневязкого дистиллята -вязкого дистиллята -слопа TIRА 1001 °С не более 60 2,5 TIRА 1000 °С не более 75 2,5 TIRА 1002 °С не более 100 2,5 -гудрона TIRА 1003 °С не более 100 2,5 - низа Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. КиРТП. 18.02.09 6 30 4 Пуск и остановка установки 4.1 Подготовка и пуск установки Пуск установки должен производиться в строгом соответствии с технологическим регламентом. Основанием для пуска установки является приказ по предприятию, в котором устанавливаются сроки пуска и вывода на режим, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ. На ответственных за пуск лиц возлагается организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим эксплуатации с обеспечением мер безопасности. Составляется график дежурства руководителей и специалистов ПППН на период вывода установки, на нормальный технологический режим. Перед пуском необходимо выполнить следующие мероприятия: - подписать акт, предусмотренный СТО 15 сдачи объекта в эксплуатацию; - устранить замечания по актам выданные отделом технического диагностирования, по акту проверки эффективности средств пожаротушения, выданному от инспектора пожарной охраны и по акту замеров защитного заземления, молниезащиты и защиты от статического электричества оборудования, выданному специалистами энергонадзора ПВТС ООО «ПЭРК»; - произвести осмотр трубопроводов, аппаратов, емкостей, насосов, арматуры; - проверить закрытие дренажей, наличие заглушек согласно перечню постоянных заглушек на установке, снять временные заглушки, Изм. Лист № докум. Разраб. Гилев М.Э. Руководит Сазонова Е.А. Кордюкова О.В. Н. Контр. Утверд. Подпись Дата ДР.ПЗ.ПиОУ. 18.02.09 Пуск и остановка установки Лит. Лист Листов 1 5 ГБПОУ «КИТ», гр.ПНГ9-15 31 выставленные на время останова по нарядам-допускам; - испытать на прочность, герметичность и плотность все подвергшиеся ремонту трубопроводы и аппараты. Выявленные дефекты устранить. Для аппаратов, регистрируемых освидетельствование в Ростехнадзоре России, техническое проводится инспектором, имеющим лицензию Ростехнадзора России на безопасности технических проведение устройств, экспертизы сосудов. Для промышленной аппаратов, не подлежащих регистрации в Ростехнадзоре России, проводится лицом, ответственным за контроль по соблюдению требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением; - провести продувку аппаратов, емкостей и трубопроводов инертным газом, проверить на проходимость; выставить заглушки на дренажах. Отглушить воздушники на аппаратах, на паровых врезках; - проверить правильность сборки технологических схем, отключение незадействованных схем; - проверить исправность маршевых лестниц, площадок обслуживания и их оградительных устройств; - выполнить все мероприятия по обеспечению газовой безопасности, а также требования пожарной безопасности, предусмотренные проектом и отвечающие нормам и правилам промышленной безопасности и пожарной безопасности, в том числе: - провести инструктаж обслуживающему персоналу установки с ознакомлением всех изменений, произведенных в ремонт и безопасности проведения пусковых работ; - проверить и привести в исправное рабочее состояние противопожарные системы и установки (сухотрубы, кольца орошения, воздушно-пенную установку, лафетные стволы, паротушение, противопожарное водоснабжение, пожарную сигнализацию) помещений, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ПиОУ. 18.02.09 2 32 зданий и сооружений; - проверить исправность гидравлических затворов, исключающих распространение пламени по трубопроводам ПЛК, предохранительных клапанов и огнепреградителей; - укомплектовать установку первичными средствами пожаротушения; - все колодцы должны быть очищены и закрыты. Крышки колодцев долж-ны быть засыпаны слоем песка; - укомплектовать и проверить средства индивидуальной и аварийной газозащиты; - проверить противоаварийной готовность защиты, систем сигнализаций, эффективности и времени управления и срабатывания отключающих (отсекающих) устройств, наличия и исправного состояния средств локализации пламени и предохранительных устройств, соответствия установленного электрооборудования электроустановок (ПЭУ), требованиям Правила Правил технической устройства эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП); - проверить и включить в работу сигнализаторы довзрывных концентраций в насосной и на аппаратном дворе; - проверить исправность и требуемую эффективность работы приточной, вытяжной, аварийной вентиляции и включить в работу приточную и вытяжную вентиляции; - проверить готовность к работе факельной системы и системы дренирования дренажных стоков; - проверить и освободить для проезда дороги, проезды и подъезды к зданиям, сооружениям, наружным пожарным лестницам и водоисточникам, используемые для пожаротушения; - проверить полноту и качество исполнительной и ремонтной документации, внесения изменений и дополнений в технологический регламент, технологическую схему, а также эксплуатационные инструкции; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ПиОУ. 18.02.09 3 33 - наличие на установке нормативной и технической документации, аварийного инструмента и аптечки; - принять на установку пар, воду, электроэнергию, сжатый воздух для приборов КИПиА и реагенты. До начала проведения пусковых мероприятий необходимо включить все средства КИПиА на установке: уровнемеры, датчики давления, расхода и температуры. Должна быть произведена регулировка и установка всех предохранительных клапанов в соответствии с ведомостью установочных давлений, утвержденной Главным инженером Общества. Также должны быть подключены и проверены все отсекающие и регулирующие клапаны. Провести установку и снятие заглушек, выставленных или снятых на аппаратах и трубопроводах при остановке установки. Перед приемом сырья на установку проверить на проходимость продувкой паром сырьевых и циркуляционных трубопроводов. Для подключения установки к межобъектовым коммуникациям необходимо все переключения согласовать с начальником смены ПППН. 4.2 Нормальная остановка установки Нормальной остановкой является остановка для проведения планового текущего или капитального ремонтов. Порядок остановки установки обратный операциям по проведению пуска. Одним из главных факторов является исключение слишком быстрых изменений расхода, температуры или давления. Изменения следует проводить медленно и оставлять достаточно времени между изменениями для того, чтобы оборудование смогло приспособиться к изменившимся Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ПиОУ. 18.02.09 4 34 условиям, прежде чем в процесс будут внесены новые изменения. Такая методика позволит избежать повреждения оборудования из-за напряжений, возникающих в материале оборудования, и сведет к минимуму возможность утечки из-за различного поведения материалов в условиях слишком быстрых изменений температур. . Для удаления нефтепродуктов из технологических систем и оборудования на установке предусмотрена: система сброса газообразных углеводородов в факельную систему, жидкой некондиции в дренажную емкость. Освобождение технологического оборудования при плановой остановке ведется согласно раздела 7.4.8 технологического регламента. Остановка установки производится в следующей последовательности: - остановка вакуумного блока; - остановка атмосферного блока. 4.3 Авариная остановка установки Причинами аварийных положений на установке являются нарушения в снабжении сырьем, паром, водой, электроэнергией, воздухом для приборов КИПиА, а также нарушение герметичности оборудования, сопровождающееся большим выбросом газа, пожаром, загазованностью, взрывом или другими явлениями, создающими опасность для дальнейшей эксплуатации установки. При возникновении аварийного положения персонал установки немедленно принимаем соответствующие меры и сообщить о случившемся руководству. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ПиОУ. 18.02.09 5 35 5 Техника безопасности при эксплуатации установки 5.1 Требование безопасности при пуске установки - проводят инструктаж обслуживающему персоналу по безопасному пуску; - убирают с территории установки и из всех помещений мусор и посторонние предметы, обеспечивают свободный доступ и пути подхода к оборудованию и средствам пожаротушения; - проверяют комплектность обеспечения средствами контроля КИПиА (датчиками уровня, давления, температуры). Манометры на сосудах, аппаратах, работающих под избыточным давлением, должны быть в исправном состоянии (отсутствие повреждений, влияющих на правильность показаний, с не истекшим сроком поверки, на шкале манометра должна быть нанесена красная черта, соответствующая рабочему давлению в сосуде, аппарате); - проверяют комплектность обеспечения аппаратов средствами защиты от превышения давления и противоаварийной защиты – предохранительными клапанами, обратными клапанами и клапанамиотсекателями на прилегающих к аппарату технологических трубопроводах; - на сосуды и аппараты должен быть нанесен индекс сосуда и аппарата в соответствии с технологической схемой. На каждый сосуд после выдачи разрешения на его эксплуатацию должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке форматом не менее 200 x 150 мм; Изм. Лист № докум. Разраб. Гилев М.Э. Руководит Сазонова Е.А. Кордюкова О.В. Н. Контр. Утверд. Подпись Дата ДР.ПЗ.ТБЭУ. 18.02.09 Лит. Лист Техника безопасности 1 при эксплуатации ГБПОУ «КИТ», установки гр.ПНГ9-15 Листов 8 36 - проверяют исправное состояние стационарных установок пожаротушения, проверяют комплектность, исправное состояние первичных средств пожаротушения и размещают их в отведенных местах; - проверяют наличие и полноту крепежа на люках и фланцевых соединениях аппаратов, трубопроводов, запорной, регулирующей и предохранительной арматуре; - проверяют исправность лестничных маршей, площадок обслуживания и их оградительных устройств; - проверяют на проходимость расходом воды систему канализации, наличие исправного состояния гидрозатворов в колодцах. После проверки закрывают все лотки и колодцы крышками; - проверяют исправность вентиляционных систем. Пускают в работу приточную и вытяжную вентиляцию не менее, чем за 2 часа до пуска установки на рабочих средах; - проверяют исправность теплоизоляции и заземления трубопроводов и аппаратов; - проверяют на динамическом оборудовании наличие ограждений на муфте сцепления оборудования с электродвигателем; - снимают все установленные заглушки; - принимают на установку воздух для работы приборов КИПиА; - принимают на установку острый и мятый пар на открытые дренажи. Запорную арматуру на трубопроводе пара открывают медленно и без рывков с целью исключения гидравлических ударов; - принимают электроэнергии в трансформаторные, распределительные подстанции и подключение электродвигателей насосов, вентиляторов производят оперативным персоналом цеха по обслуживанию электрооборудования на технологических установках; - перед пуском насосов проверяют наличие заземления корпуса насоса независимо от заземления электродвигателя, если насос и электродвигатель Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 2 37 находятся на одной раме. Центробежные насосы должны запускаться при закрытой задвижке на нагнетании, поршневые насосы - при открытой задвижке. Насосы должны быть оснащены поверенными и опломбированными манометрами. После пуска насосов контроль изменения давления в нагнетательном трубопроводе ведут по манометру; - производят обкатку электродвигателей оборудования; - дренируют подтоварную воду в резервуарах с сырьем; - соблюдают процедуры пуска. 5.2 Требования безопасности при остановке установки При остановке установки согласовывают с диспетчером производства компонентов масел прекращение приема сырья на установку и предупреждают о прекращении приема сырья в резервуары. Одновременно согласовывают вопрос по откачке аммиака. Остановку установки производят с выполнением требований по нормальной остановке установки, инструкций по безопасной эксплуатации и остановке основного и динамического оборудования, действующих на установке. Выполняют требования «Плана мероприятий по безопасной подготовке установки к ремонту», утверждаемого главным инженером производства, по последовательности мероприятий в части освобождения аппаратов и трубопроводов от продуктов с последующим проведением их пропарки острым паром не менее 48 часов. При остановке установки необходимо избежать слишком быстрых изменений расхода, температуры или давления. Изменения проводят медленно и оставляют достаточно времени между изменениями для того, чтобы оборудование смогло приспособиться к изменившимся условиям прежде, чем в процесс будут внесены новые изменения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 3 38 Особые меры предосторожности в действиях и технологических операциях проявляют при освобождении аппаратов системы от остаточного давления аммиака. Жидкие продукты с аппаратов откачивают до сброса насосов. По окончании перекачки задвижки на приеме и выкиде насоса должны быть закрыты. После остановки следует с дренировать оставшийся в корпусе насоса продукт во избежание его разлива. При проведении пропарки системы аппаратов и трубопроводов сброс пара производят на свободный выход через свечу с визуальным контролем выхода пара из всех аппаратов согласно принятой и утвержденной схеме пропарки оборудования и трубопроводов установки. Дренирование конденсата, скапливаемого при проведении пропарки в аппаратах и тупиковых участках трубопроводов, производят при отсутствии давления с обязательным прекращением подачи острого пара. Контроль давления производят по приборам и визуально по прекращению выхода пара через свечу. Вывод конденсата производят медленным открытием запорной арматуры по стационарному или съемному трубопроводу, не допускают резких выбросов и гидроударов. При остановке установки в зимнее время принять меры, исключающие размораживание аппаратов и трубопроводов. Остановка насоса на ремонт и его разборку производят с разрешения начальника установки или лица, его заменяющего, и в соответствии с действующими инструкциями. 5.3 Требования безопасности при ведении технологического режима Безопасная работа оборудования зависит от квалификации технологического персонала установки, соблюдения требований Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 4 39 промышленной, пожарной и газовой безопасности и охраны труда, правил технической эксплуатации оборудования и коммуникаций, соблюдения норм технологического регламента, исправности систем сигнализации, блокировок и противоаварийной защиты (СБиПАЗ). К работе допускаются лица, достигшие 18-и летнего возраста, прошедшие инструктаж по промышленной, пожарной и газовой безопасности и охране труда; теоретическое и практическое обучение безопасным приемам и методам работы и имеющие допуск к самостоятельной работе. - технологические, эксплуатационные инструкции и инструкции по промышленной безопасности и охране труда согласно установленного перечня обязательных инструкций. Знание и выполнение требований инструкций обязательно для всего технологического персонала установки. СБиПАЗ на действующей установке (оборудовании, находящемся в работе и резерве) согласно перечню сигнализации и блокировок, должны быть включены в работу постоянно и должны обеспечивают точность поддержания технологических параметров, надежность и безопасность проведения технологических процессов. Кратковременное отключение СБиПАЗ по отдельным параметрам допускается по письменному разрешению главного инженера производства только в дневную смену с разработкой перечня организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасность ведения технологического процесса и производства работ, с указанием времени и продолжительности отключения. При аварийной ситуации, связанной с неисправностью систем СБиПАЗ, технологический персонал производит аварийное отключение неисправной системы с соответствующей записью в «Журнале отключения систем СБиПАЗ». Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 5 40 Безопасное ведение процесса предусматривает: - строгое соблюдение норм технологического режима; - исключение непосредственного контакта работающих с исходными материалами, готовой продукцией, реагентами, оказывающими вредное воздействие на организм человека; - применят приспособлений механизации трудоемких работ, дистанционного управления запорными и отсекающими устройствами, управление процессом промывки вакуум-фильтров через систему автоматического регулирования; - обеспечивают надежности герметизации оборудования и трубопроводов; - исправную работу приточно-вытяжной вентиляции, включают аварийной вентиляции при загазованности и аварийных ситуациях; - применяют средств коллективной защиты работающих; - автоматический контроль содержания взрывоопасных концентраций веществ осуществляется сигнализаторами до взрывных концентраций. - Сигнализация в помещениях и вне помещений срабатывает соответственно при концентрации взрывоопасных паров и газов выше 10 % и 20 %. При указанных концентрациях пост сигнализации включает аварийную вентиляционную систему. Датчики сигнализаторов соответствуют категорией и группой взрывоопасных смесей; - своевременное удаление и обезвреживание отходов производства; - своевременное получение информации о возникновении опасных производственных факторов, в том числе о наступлении неблагоприятных метеоусловий; - внешний осмотр технологического оборудования, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной автоматической защиты со следующей периодичностью: технологическое оборудование, трубопроводное оборудование, электрооборудование, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 6 41 средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые два часа технологическим персоналом. исполнительные механизмы, Средства средства контроля, управления, противоаварийной защиты, сигнализации и связи – не реже одного раза в сутки работниками метрологической службы, вентиляционные системы – перед началом каждой смены старшим по смене, средства пожаротушения, включая: - автоматические системы – не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны. Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен; наличие исправных и надежных ограждений движущихся и вращающихся частей на кристаллизаторах, аппаратах воздушного охлаждения, насоснокомпрессорного оборудования и барабанных вакуум-фильтров; - контроль над работой насосов: периодически проверяют уровень масла в бачках системы торцевых уплотнений насосов; температуру подшипников насосов и электродвигателей насосов; давление и температуру охлаждающей воды системы охлаждения насосов; - В случае неисправности или аварии насосного оборудования производят переключение на резервное оборудование; - контроль за работой компрессоров - периодически проверяют: уровень масла; температуру подшипников электродвигателей компрессоров; давление, расход компрессоров и и температуру охлаждающей воды системы охлаждения масла и цилиндров компрессоров; давление и температуру на всасывающих и нагнетательных трубопроводах; давление в системе обдува электродвигателей компрессоров; нагрузку электродвигателей; отсутствие искрения щеточных механизмов синхронных электродвигателей-приводов компрессоров. В случае неисправности или аварии компрессорного оборудования производят переключение на Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 7 42 резервное оборудование; - подтягивают сальники на валах кристаллизаторов, центробежных насосов, приводах шнека вакуум-фильтров производят на остановленном оборудовании, электрическая схема двигателя на них должна быть разобрана, а на пускателе вывешена табличка: «Не включать – работают люди!». Подтяжка сальниковых уплотнений на верхних приводных валах кристаллизаторов производят со специальной передвижной площадки. Во избежание искрообразования при проведении работ в местах с возможным образованием взрывоопасной смеси паров и газов с воздухом используют искробезопасный инструмент; - оперативное устранение внештатных ситуаций, обнаруженные СБиПАЗ; - недопущение работы установки без исправного резервного оборудования; - соблюдают осторожности при отборе проб. Отбор проб производят с дублером, используют только сухую чистую посуду; - колодцы закрытой сети промышленной канализационной должны постоянно содержаться закрытыми, а крышки – засыпанными слоем песка не менее 10 см в стальном, железобетонном или кирпичном кольце; - входить на территорию установки разрешается только в спецодежде, спец обуви с индивидуальными средствами защиты органов дыхания; - в ночное время обеспечивают работающую установку освещением. Аварийное освещение должно находиться в исправном состоянии; - лестницы и площадки необходимо содержат в чистоте и свободными для прохода. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ТБЭУ. 18.02.09 8 43 6 Экономическая часть 6.1 Расчет объемов производства выпускаемой продукции На нефтеперерабатывающих технологических установок из предприятиях одного сырья на большинстве производят несколько продуктов, соотношение которых может изменяться в зависимости от технологии. Однако суммарное их количество не может быть больше количества перерабатываемого сырья. Поэтому производственная мощность нефтеперерабатывающих технологических установок измеряется годовым максимально возможным объемом переработанного сырья. Производственная мощность нефтеперерабатывающего предприятия характеризуется максимально возможным количеством сырья, поступающим в головные процессы (АТ, АВТ, комбинированные, имеющие в своем составе АТ и АВТ). М = П·Тэф (12) М=685,7·350= 240 000 т Исходя из расчета, можно сделать вывод, что производственная мощность установки составляет 240 000 т. Изм. Лист Разраб. № докум. Гилев М.Э. Руководит Чекалкина О.И. Н. Контр. Кордюкова О.В. Утверд. Подпись Дата ДР.ПЗ.ЭЧ. 18.02.09 Экономическая часть Лит. Лист Листов 1 22 ГБПОУ «КИТ», гр.ПНГ9-15 44 Таблица 6. Расчет производственной программы Вид сырья и продукции 1 Взято сырья: Мазут Итого:(Qc) Получено: основная продукция Дистилляты вакуумные - сырье для производства масел Продукты вакуумной перегонки Слоп Ед. измер. % отбора Годовой объём, т 2 3 4 т т т 100 100 240 000 240 000 т 40 96 000 т 42 100 800 т 2 4800 Гудрон т 16 38 400 Итого (Восн.): Потери Итого (В поб) Всего: т т т т 100 240 000 100 240 000 6.2 Организация производства 6.2.1 Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего Для определения численности рабочих, необходимо рассчитать количество дней и часов, подлежащих обработке в год одним рабочим, т.е. рассчитать эффективный фонд рабочего времени. Расчет планового баланса рабочего времени ведется с учетом средней продолжительности отпуска, невыходов по болезни, невыходов в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей, внутри сменных потерь времени, режимом работы установки (цеха, участка). Производственные рабочие могут работать по различным графикам в зависимости от условий и режима проектируемого объекта. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 2 45 На установке для непрерывного производства наиболее распространен четырех бригадный, двух сменный график работы (продолжительность рабочей смены-12 часов). Расчеты сведены в таблицу 8. Таблица 7. Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего В плановом году Показатели Календарный фонд времени, дни Количество нерабочих дней, в том числе выходных праздничных Номинальный фонд рабочего времени, дни Неявки на работу, дни –всего, в том числе очередные и дополнительные отпуска учебные отпуска Полезный фонд рабочего времени, дни Номинальная продолжительность рабочего дня, ч. средняя продолжительность рабочего дня, ч. Полезный фонд рабочего времени одного рабочего, ч. 365 185 174 11 180 42 28 14 138 12 11,93 1656 Исходя, из данных таблицы номинальный фонд рабочего времени составляет 180 дней. Общее число неявок 42 дней. Полезный фонд рабочего времени составил 138 дней. Средняя продолжительность рабочего дня составляет 11,93. Полезный фонд рабочего времени одного рабочего 1656 часов. 6.2.2 Расчет численности производственных рабочих Расчет численности производственных рабочих представим в форме таблицы 8. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 3 46 Таблица 8. Расчет численности производственных рабочих Наименование профессий рабочих График сменности 1 2 Оператор разряда Оператор разряда Оператор разряда Всего Продолжи Тарифный Количество рабочих -тельность разряд 1 2 3 смены, смена смена смена час. 6го 5го 4 смена 3 4 5 6 7 8 12 6 1 1 1 1 12 5 2 1 1 1 12 4 0 1 1 1 3 3 3 3 2/2 4го 12 6.2.3 Расчет годового фонда заработной платы производственных рабочих Определяется тарифный фонд заработной платы, руб. Фтар=Счас·Тэф·Чсп, (13) где Счас. – часовая тарифная ставка соответствующего разряда, руб.; Тэф – эффективный фонд рабочего времени, час.; Чсп – списочная численность рабочих соответствующего разряда, чел. Рассчитаем годовой фонд заработной платы операторов 4 разряда: Фтар= 55·1656·3=273 240,00 руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы операторов 5 разряда: Фтар= 60,40·1656·5=500 112,00 руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы операторов 6 разряда: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 4 47 Фтар= 68,30·1656·4=452 419,20 руб. За ночные часы доплачивается 40% часовой тарифной ставки; Дноч = 1 Ф тар 0,4 , 3 (14) где - доля ночных часов в общем отработанном времени; 0,4 (40%) –доплата от тарифной ставки за каждый ночной час. Рассчитаем годовой фонд доплаты за ночные часы операторов 4 разряда: Дноч = 1/3·273 240,00·0,4=36 432,00 руб. Рассчитаем годовой фонд доплаты за ночные часы операторов 5 разряда: Дноч = 1/3·500 112,00·0,4=66 681,60 руб. Рассчитаем годовой фонд доплаты за ночные часы операторов 6 разряда: Дноч = 1/3·452 419,20 ·0,4=60 322,56 руб. Доплат за работу в праздничные дни, руб. Дпр=Счас.ср. ·Тпр·Тсм·Псм·Чяв.см., (15) где Тпр – число праздничных дней в году; Тсм – продолжительность смены, час.; Псм – количество смен; Чяв.см. – явочное число рабочих в смену, чел. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 5 48 Рассчитаем годовой фонд доплаты за работу в праздничные дни операторов 4 разряда: Дпр=55·11·12·8·3=174 240,00 руб. Рассчитаем годовой фонд доплаты за работу в праздничные дни операторов 5 разряда: Дпр=60,40·11·12·8·5=318 912,00 руб. Рассчитаем годовой фонд доплаты за работу в праздничные дни операторов 6 разряда: Дпр=68,30·11·12·8·4=288 499,20 руб. За вредные условия труда доплачивается 15% часовой тарифной ставки. Двр усл= 0,15· ( Фтар+Дноч +Дпр), (16) где 0,15 (15%) -доплата за вредные условия труда. Рассчитаем годовой фонд доплаты за вредные условия труда операторов 4 разряда: Двр усл= 0,15·(273 240,00+36 432,00+174 240,00)=72 586,80 руб. Рассчитаем годовой фонд доплаты за вредные условия труда операторов 5 разряда: Двр усл= 0,15·(500 112,00+66 681,60+318 912,00)=132 855,84 руб. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 6 49 Рассчитаем годовой фонд доплаты за вредные условия труда операторов 6 разряда: Двр усл= 0,15·(452 419,20+60 322,56+288 499,20)=120 186,14 руб. Сумма премии, руб. ПР Ф тар Д ноч Д вр.ус П 100% (17) где ПР – сумма премий, руб; П – установленный размер премии по действующему положению о премировании на предприятии, составляет 40 % Рассчитаем годовой фонд оплаты премии операторов 4 разряда: ПР=(273 240,00+36 432,00+72 586,80)/100% ·40%=152 903,52 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты премии операторов 5 разряда: ПР=(500 112,00+66 681,60+132 855,84)/100% ·40%=279 859,78 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты премии операторов 6 разряда: ПР=(452 419,20+60 322,56+120 186,14)/100% ·40%=253 171,16 руб. Фонд заработной платы за отработанное время, руб. Фотр. = Фтар + Дноч+ Дпр + Двр усл + ПР (18) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 7 50 Рассчитаем годовой фонд заработной платы за отработанное время операторов 4 разряда: Фотр= 273 240,00+36 432,00+174 240,00+72 586,80+152 903,52 =709 402,32 руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы за отработанное время операторов 5 разряда: Фотр=500 112,00+66 681,60+318 912,00+132 855,84+279 859,78=1 298 421,22 руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы за отработанное время операторов 6 разряда: Фотр=452 419,20+60 322,56+288 499,20+120 186,14+253 171,16 =1 174 598,26 руб. Оплата дней отпуска, руб. Ф отр Т от 12 29 , 4 Оот = (19) где, 12-число месяцев в году 29,4 – среднее количество календарных дней в месяце Тот – продолжительность отпуска, дни. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней отпуска операторов 4 разряда: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 8 51 Оот = ((709 402,32)/(12·29,4 )) ·28=56 301,78 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней отпуска операторов 5 разряда: Оот = ((1 298 421,22)/(12·29,4 )) ·28=103 049,30 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней отпуска операторов 6 разряда: Оот = ((1 174 598,26)/(12·29,4 )) ·28=93 222,08 руб. Оплата дней ученического отпуска, руб. Ф отр Т уч , 12 29,4 Оуч = (20) где, Туч – продолжительность ученического отпуска, дни. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней ученического отпуска операторов 4 разряда: Оуч =((709 402,32)/(12·29,4)) ·14=28 150,89 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней ученического отпуска операторов 5 разряда: Оуч =((1 298 421,22)/(12·29,4)) ·14=51 524,65 руб. Рассчитаем годовой фонд оплаты дней ученического отпуска операторов 6 разряда: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ ЭЧ.. 18.02.09 9 52 Оуч =((1 174 598,26)/(12·29,4)) ·14=46 611,04 руб. Фонд заработной платы за неотработанное время, руб. Фнеотр = Оот+Оуо, (21) Рассчитаем годовой фонд заработной платы за неотработанное время операторов 4 разряда: Фнеотр = 56 301,78+28 150,89=84 452,67руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы за неотработанное время операторов 5 разряда: Фнеотр = 103 049,30+51 524,65=154 573,95руб. Рассчитаем годовой фонд заработной платы за неотработанное время операторов 6 разряда: Фнеотр = 93 222,08+46 611,04=139 833,12руб. Районный коэффициент – «Уральский коэффициент», составляет 15%. Доплата по районному коэффициенту, руб. Дрк= ( Фотр+Фнеотр )·0,15, (22) Рассчитываем доплату по районному коэффициенту операторов 4 разряда: Дрк=(709 402,32 +84 452,67) ·0,15=119 078,25 руб. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 10 53 Рассчитываем доплату по районному коэффициенту операторов 5 разряда: Дрк=(1 298 421,22+154 573,95) ·0,15=217 949,28 руб. Рассчитываем доплату по районному коэффициенту операторов 6 разряда: Дрк=(1 174 598,26+139 833,12) ·0,15=197 164,71 руб. Годовой фонд заработной платы Фг= Фотр+ Фнеотр + Дрк, (23) Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 4 разряда: Фг=709 402,32 +84 452,67+119 078,25=912 933,24руб. Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 5 разряда: Фг=1 298 421,22+154 573,95+217 949,28=1 670 944,45руб. Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 6 разряда: Фг=1 174 598,26+139 833,12+197 164,71=1 511 596,09руб. Среднемесячная заработная плату одного рабочего, руб. ЗПср.мер = Фг , 12 Ч сп (24) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 11 54 где, 12 – число месяцев в году; Чсп – списочная численность рабочих, чел. Рассчитываем среднемесячную заработную плату одного оператора 4 разряда: ЗПср.мер =(912 933,24)/(12·3)=25 359,26руб. Рассчитываем среднемесячную заработную плату одного оператора 5 разряда: ЗПср.мер =(1 670 944,45)/(12·5)=27 849,07руб. Рассчитываем среднемесячную заработную плату одного оператора 6 разряда: ЗПср.мер =(1 511 596,09)/(12·4)=31 491,59руб. В калькуляцию себестоимости продукции включают страховые взносы, которые составляют 30% от годового фонда заработной платы. Свзн=(Фr·30%)/(100%) , (25) Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 4 разряда: Свзн=(912 933,24·30%)/(100%)=272 879,97руб. Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 5 разряда: Свзн=(1 670 944,45·30%)/(100%)=501 283,34руб. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 12 55 Рассчитываем годовой фонд заработной платы операторов 6 разряда: Свзн=(1 511 596,09·30%)/(100%)=453 478,83руб. Данные расчета фонда заработной платы представлены в таблице10. Таблица 9. Фонд заработной платы рабочих Наименован Числе ие нность должности Тарифный фонд заработной платы, руб. Годовой фонд заработной платы, руб. Премиальн Доплата ый фонд, по руб. районному коэффици енту, руб Годовой фонд с учетом районного коэффицие нта, руб 1 2 3 4 5 6 7 Оператор 6 го разряда Оператор 5 го разряда Оператор 4 го разряда Итого 4 452 419,20 1 174 598,26 253 171,16 197 164,71 1 511 596,09 5 500 112,00 1 298 421,22 279 859,78 217 949,28 1 670 944,45 3 273 240,00 709 402,32 152 903,52 119 078,25 912 933,24 12 1 225 771,20 3 182 421,80 685 934,46 534 192,24 4 095 473,78 Годовой фонд заработной платы руководителей и специалистов, руб. Фг=Од·12, (26) где Од – месячный должностной оклад, руб. (берется по данным предприятия); 12 – число месяцев в году. Рассчитываем годовой фонд заработной платы начальника установки: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 13 56 Фг=45400·12=544800руб. Рассчитываем годовой фонд заработной платы механика установки: Фг=41200·12=494400руб. За вредные условия труда доплачивается 15% от должностного Двр усл = Фг·0,15 (27) Рассчитываем вредные условия труда начальника установки: Двр усл =544800·0,15=81 720руб. Рассчитываем вредные условия труда механика установки: Двр усл =494400·0,15=74 160руб. Сумма премии, руб. ПР Ф тар Д вр.ус П 100% (28) где % ПР – установленный размер премии по действующему положению о премировании на предприятии, 50 и 35 соответственно% Рассчитываем сумму премии начальника установки: ПР=(544800+81720) ·50%=313260руб. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 14 57 Рассчитываем сумму премии механика установки: ПР=(494400+74160) ·35%=198996руб. Доплата по районному коэффициенту Дрк = (Фг + Дврусл + ПР) ·0,15, (29) Рассчитываем доплату по районному коэффициенту начальника установки: Дрк =(544800+81720+313260) ·0,15=140967руб. Рассчитываем доплату по районному коэффициенту механика установки: Дрк =(494400+74160+198996) ·0,15=115133,4руб. Годовой фонд заработной платы с учетом районного коэффициента, руб. Фг. рк.сп =Фг+ Двр усл +ПР+ Дрк , (30) Рассчитываем годовой фонд заработной платы начальника установки: Фг. рк.сп =544800+81720+313260+140967=1080747 Рассчитываем годовой фонд заработной платы механика установки: Фг. рк.сп =494400+74160+198996+115133,4=882689,4руб. Страховые взносы руб. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 15 58 Осоц = Фгрк·30% (31) Рассчитываем страховые взносы начальника установки: Осоц =1080747·30%=324224,1руб Рассчитываем страховые взносы механика установки: Осоц =882689,4·30%=264806,82 Годовой фонд заработной платы руководителей и специалистов отобразить в таблице 10. Таблица 10. Годовой фонд заработной платы руководителей и специалистов Наименовани е должности Числен ность руководит елей и специалис тов Месячны й должнос тной оклад, руб. Годовой фонд заработной платы, руб. Премиальн ый фонд, руб. Доплата Годовой фонд с по учетом районному районного коэффицие коэффициента, нту, руб. руб. Начальник установки Механик установки Итого 1 45 400,0 544 800,0 313 260,0 140 967,0 1 080 747,0 1 41 200,0 494 400,0 198 996,0 115 133,40 882 689,40 2 86 600,0 1 039 200,0 512 256,0 256 100,40 1 963 436,40 6.3 Расчет себестоимости продукции Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 16 59 Сумма затрат, рассчитанных по статьям себестоимости образует технологическую себестоимость производства продукции на данном предприятии (табл. 12) Таблица 11. себестоимость производства продукции Калькуляционные статьи Затраты на весь выпуск руб. расходов Сырье и материалы 11935000000,0 Возвратные отходы 4856 (вычитаются) Вспомогательные материалы 10 062 000,0 Топливо и энергия на 508 060 080,0 технологические цели Затраты на оплату труда 6 058 910,18 Отчисления на социальные 1 412 041,30 нужды Амортизация 28 503 160,0 Текущий ремонт 1 904 518,44 ВЗП 2 313 126,16 Цеховые расходы 1 723 468,11 Общезаводские расходы 30 167 423,0 Итого: 12 525 209 583,19 Удельный вес, % 95,29 0,00 0,08 4,05 0,05 0,01 0,22 0,02 0,02 0,02 0,24 100 Суммарная структура затрат составляет 12 525 209 583.19 руб. Из себестоимости производства (Стех) вычитают себестоимость попутной продукции (Снкп), которая может получаться вместе с основной, но имеет самостоятельное потребительское значение. Общая сумма затрат предприятия за вычетом себестоимости попутной продукции составляет производственную себестоимость, которая показывает, во что обходится предприятию производство этой продукции. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 17 60 Таблица 12. Расчет калькулируемой продукции Наименование продукта Количество тонн Сумма, тыс. руб. 96 000 Цена (себестоимость) единицы продукции, руб. 12 600,0 Дистилляты вакуумные сырье для производства масел Продукты вакуумной перегонки Слоп Гудрон Итог 100 800 16 000,0 1 612 800,0 4800 38 400 240 000 11 000,0 7 000,0 46 600,0 52 800,0 268 800,0 3 144 000,0 1 209 600,0 В результате проведенных экономических расчетов себестоимость всей калькулируемой продукции составила 3 144 000 000 руб. На основании данных, полученных выше, рассчитываются внутризаводские цены товарной продукции. В нефтехимической промышленности при расчете внутризаводских цен товарной продукции используется нормативно-калькуляционный метод, при котором количественной основной цены является прибыль от реализации продукции. Величину прибыли в цене устанавливает предприятие-изготовитель продукции, исходя из расчетного норматива рентабельности продукции, обеспечивающего необходимый доход (табл. 14). Таблица 13. Расчет внутризаводских цен Наименование продукта Гудрон Себестоимость единицы продукции, руб. 7 000,0 Уровень рентабельн ости, % 42,9 Внутризав одская цена, руб. 10 000,0 Товарная продукция (ТП) – это продукция, предназначенная для реализации. ТП рассчитывается в действующих ценах и используется как показатель в перспективном планировании и для текущих расчетов; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 18 61 используется для планирования себестоимости; на основе товарной продукции определяют валовую продукцию, реализованную продукцию, прибыль, рентабельность. Расчет товарной продукции производится с учетом данных материального баланса. Таблица 14. Расчет товарной продукции Наименование продукта Гудрон Факт Цена, руб. тонн тыс. руб. 10 000,0 38 400 384 000,0 Итого 384 000,0 Производительность труда за рассматриваемый период составит: Q = Пср/Д, (32) Q = 38 400 000/12 Q = 32 000 000 Q – производительность труда за рассматриваемый период П – среднесуточная производительность, т Д – количество рабочих дней за рассматриваемый период Прибыль это важнейший результативный и обобщающий показатель, характеризующий в денежном выражении количественную и качественную стороны деятельности предприятий: рост объема производства. Снижения себестоимости продукции и повышения ее качества и т.д. На химических предприятиях прибыль формируется из следующих источников: – от реализации ТП (работ услуг) по основной деятельности, предусмотренной уставом предприятия (Пртп); Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 19 62 – от реализации ОФ и другого имущества (Пр им); – от внереализационных операций (Пво). Общая сумма прибыли, полученной от этих источников называется валовой (балансовой прибылью (Пв)). Пв= Пртп + Пр им + Пво; (33) Пв =115 200 000 Прибыль от реализации основной товарной продукции составила 115 200 тыс.руб. 6.4 Расчет технико-экономический показателей Показатели эффективности работы установки Определение прибыли установки П=ТП-С (34) где ТП – товарная продукция в рублях П=384 000 000-268 800 000=115 200 000руб. Нахождение рентабельности установки П Р= ·100% (35) С P= 115 200 000 268 800 000 · 100% = 42,9 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 20 63 Нахождение фондоотдачи Фотд= (36) 384 000 000 Фотд= 638 456 000 = 0,6 Нахождение фондовооруженности труда одного рабочего Фвор= Фвор = (37) 638 456 000 12 = 53 204 666,7 Таблица 15. Технико-экономические показатели Показатель Количество Переработано сырья 240 000 т. Получено продукции, тонн в том числе 685 700 т. Списочная численность работников, в том числе Рабочие 12 чел. Руководители 2 чел. Производительность труда 32 000 000 ФОТ всего, руб. в том числе Рабочие 4 095 473,78 руб. Руководители 1 963 436,40 руб. Средняя зарплата одного работника установки, руб. 28 233,31руб. Себестоимость 1 тонны продукции 71 600,0 Товарная продукция, тыс. руб. 384 000,0 Себестоимость товарной продукции, тыс. руб. 268 800,0 Прибыль, тыс. руб. 115 200,0 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ. ЭЧ. 18.02.09 21 64 Продолжение таблицы 15 Рентабельность продукции,% 42,9 Фондоотдача, руб. 0,6 Фондовооруженность, тыс. руб. 53 204 666,7 Общий вывод: На планируемый год намечено произвести 240 000 тонны продукции, стоимость которой 3 144 000 000 составляет рублей. Численность работников 12 человек. Средняя заработная плата одного работника установки 28 233,3 рублей. Себестоимость 1 тонны продукции 71 600 рублей. Прибыль установки составляет 115 200 000 рублей. Рентабельность 42,9% Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ДР.ПЗ.ЭЧ. 18.02.09 22 65 Заключение Задачей процесса дипломной вакуумной работы перегонки. была В ходе разработка работы технологического были изучены и проанализированы назначение и характеристика процесса, характеристики исходного сырья, реагентов и готовой продукции, теоретические основы процесса. Так же была разработана технологическая схема процесса вакуумной перегонки мазута и её описание. В дипломной работе были произведены расчёты материального и теплового баланса, разработан контроль технологического процесса и расхода сырья, топливно-энергетических ресурсов. Так же были разработаны мероприятия по пуску и остановке установки, аварийной остановке установки. В дипломной работе уделено внимание технике безопасности при пуске и остановке установки, при ведении технологического режима. Так же в дипломной работе были произведены расчёты объема производства выпускаемой продукции, планового баланса рабочего времени одного рабочего, численности производственных рабочих, годового фонда заработной платы производственных рабочих, себестоимости и техникоэкономических показателей. 66 Список используемой литературы 1. Технологический регламент установки атмосферно-вакуумной трубчатки АВТ-2. 2. Агабеков В.Е. Нефть и газ: технологии и продукты переработки / В.Е. Агабеков, В.К. Косяков – Ростов/Д: Феникс, 2014. – 458 с. 3. Ахметов С.А. и др. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: учебное пособие - М.: Химия, 2015. 4. Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие. - М.: ФОРУМ, 2015. – 498 с. 5. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть 1. Первичная переработка нефти. - М.: Химия, КолосС, 2014. 6. Капустин В.М., Рудин М.Г. Химия и технология переработки нефти – М.: Химия, 2013. – 496 с. 7. Мановян Е.Г. Технология переработки природных энергоносителей. М.: Наука,- 2016, 435 8. Поникаров И.И., Поникаров С.И., Рачковский С.В. Расчет машин и аппаратов химических производств нефтегазопереработки: учебное пособие. – 3-е изд., стер. – СПб.: Лань, 2018. – 716 с. 9. Романков П.Г., процессы и аппараты химической промышленности. - Л.: Химия, 2008. 10. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Краткий справочник нефтепереработчика.- М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2015. 11. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задача по технологии переработки нефти и газа: учебное пособие – 4-е изд., стер. – СПб.: Лань, 2018. – 256 с. 67 12. Сотскова Е.Л. Основы автоматизации технологических процессов переработки нефти и газа: учебник для СПО / Е.Л. Сотскова, С.М. Головлева. – М.: «Академия», 2014. – 304 с. 13. Сугак А.В., Леонтьев В.К., Туркин В.В. Процессы и аппараты химической технологии. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
