Общие понятия о процессах гидрирования органических соединений, Классификация реакций гидрирования, Факторы, влияющие на скорость гидрирования — Разработка технологии восстановления карбонилсодержащих соединений на многокомпонентных катализаторах

Сырьевые теплообменники предназначены для нагрева газосырьевой смеси продуктами реакции, выходящими из реактора.

Исходные данные для расчета:

— Расход ГСС – 213500 кг/ч,

в том числе:

сырье – 199005 кг/ч

ЦВСГ – 13499 кг/ч

СВСГ – 996 кг/ч

— Расход ГПС – 213500 кг/ч

в том числе:

дизельное топливо – 192179 кг/ч

бензин-отгон – 5016 кг/ч

УВГ – 756 кг/ч

сероводород – 2050кг/ч

ЦВСГ – 13499 кг/ч

— Температура ГСС на входе в теплообменник — 50°С

— Температура ГПС на входе в теплообменник — 375°С

— Темпераутура ГПС на выходе из теплообменника — 180°С

Схема теплообмена:

380°С 180°С

tx °С

Температуру нагрева ГСС определяем из теплового баланса теплообменника: Qпр = Qрасх. (2.1.1) [6c 27]

Рассчитываем с помощью ПВЭМ мольную долю отгона для ГПС при 6,8 МПа и 150°С. Принимаем, что сырье при 50°С находится полностью в жидкой фазе. Результаты расчета приведены в табл.2.1.1 Материальный баланс ГПС на выходе из теплообменника дан в табл.2.1.2. Принимаем, что при 375°С ГПС находится в паровой фазе.

Количество принятого и переданного в теплообменнике тепла найдем поформулам: (2.1.2) [6c28]

Энтальпия жидкого нефтепродукта вычисляем по формуле:

, (2.1.3) [6c29]

где -количество принятого тепла, кДж/кг;

— расход дизельного топлива при 375°С

=192179кг/ч

— энтальпия дизельного топлива при 375°С

=1133 кДж/кг

— расход дизельного топлива при 150°С

=3104 кг/ч

=448 кДж/кг

— расход дизельного топлива в жидкой фазе, кг/ч;

=189075 кг/ч

— энтальпия дизельного топлива в жидкой фазе, кДж/кг;

=318,3 кДж/кг;

— расход бензин-отгона в парах при 375°С

=5016 кг/ч

— энтальпия бензин-отгона в парах при 375°С

=1208 кДж/кг

— расход бензин-отгона в парах при 180°С;

— энтальпия бензин-отгона в парах при 180°С;

=537 кДж/кг;

— расход бензин-отгона в жидкой фазе при 180°С;

=115 кг/ч;

— энтальпия бензин-отгона в жидкой фазе, кДж/кг;

= 335,2 кДж/кг;

— расход сероводорода топлива при 375°С;

= 2050 кг/ч;

— энтальпия сероводорода при 375°С

= 406 кДж/кг

— энтальпия сероводорода топлива при 180°С;

= 152 кДж/кг;

— расход ЦВСГ топлива при 375°С;

= 13499 кг/ч;

— энтальпия ЦВСГ при 375°С

= 5062 кДж/кг

— энтальпия ЦВСГ при 150°С;

= 2024 кДж/кг;

— расход УВГ топлива при 375°С;

= 756 кг/ч;

— энтальпия УВГ при 375°С

= 2170 кДж/кг

— энтальпия УВГ при 180°С;

= 1042 кДж/кг;

— расход сырья при температуре tx, кг/ч;

— энтальпия сырья при температуре tx, кДж/кг;

— расход сырья в жидкой фазе при температуре tx, кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при температуре tx, кДж/ч;

— расход сырья в жидкой фазе при 50°С, кг/ч;

= 199005 кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при 50°С, кДж/кг;

= 96,8 кДж/кг;

— энтальпия ЦВСГ при температуре tx

— энтальпия ЦВСГ при 50°С;

= 484,8 кДж/кг

— расход СВСГ, кг/ч;

= 996 кг/ч;

— энтальпия СВСГ при температуре tx

— энтальпия СВСГ при 50°С;

= 273,6 кДж/кг

h — КПД теплообменника;

h=0,95

Таблица 2.1.1

Определение состава паровой и жидкой фаз газопродуктовой смеси на выходе из теплообменника при 180°С и 6,8 МПа

мольная доля отгона равна 0,701

Таблица 2.1.2

Материальный баланс однократного испарения газопродуктовой смеси на выходе из теплообменника при 180°С и 6,8 МПа

Температуру нагрева ГСС в теплообменнике найдем методом подбора с помощью уравнения: (2.1.4) [6c30]

где — количество тепла ГСС при температуре tx, кДж/ч;

Для нахождения температуры tx построим зависимость (рис. 2.1). Задаемся tx=200°С и tx=300°С и рассчитываем долю отгона ГСС при этих температурах и давлении 7,0 МПа с помощью ПВЭМ. Результаты расчетов даны в табл. 2.1.3- 2.1.5

Рассчитаем количество переданного тепла при 200°С по формуле: (2.1.5) [6c31]

где — расход сырья при температуре 200°С, кг/ч;

=13072 кг/ч;

— энтальпия сырья при температуре 200°С, кДж/кг;

=591,3 кДж/кг;

— расход сырья в жидкой фазе при температуре 200°С, кг/ч;

=185933 кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при температуре 200°С, кДж/ч;

=466,9 кДж/кг;

— расход сырья в жидкой фазе при 50°С, кг/ч;

= 199005 кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при 50°С, кДж/кг;

= 96,8 кДж/кг;

— энтальпия ЦВСГ при температуре 200°С, кДж/ч;

=1278,2 кДж/кг;

— энтальпия ЦВСГ при 50°С;

= 484,8 кДж/кг

— расход СВСГ, кг/ч;

= 996 кг/ч;

— энтальпия СВСГ при температуре 200°С, кДж/ч;

=1455,4 кДж/кг;

— энтальпия СВСГ при 50°С;

= 273,6 кДж/кг

Рассчитаем количество переданного тепла при 300°С по формуле: (2.1.6)[6c32]

где — расход сырья при температуре 300°С, кг/ч;

=60537 кг/ч;

— энтальпия сырья при температуре 200°С, кДж/кг;

=955,3 кДж/кг;

— расход сырья в жидкой фазе при температуре 300°С, кг/ч;

=138468 кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при температуре 300°С, кДж/ч;

=759 кДж/кг;

— расход сырья в жидкой фазе при 50°С, кг/ч;

= 199005 кг/ч;

— энтальпия сырья в жидкой фазе при 50°С, кДж/кг;

= 96,8 кДж/кг;

— энтальпия ЦВСГ при температуре 300°С, кДж/ч;

=1776,8 кДж/кг;

— энтальпия ЦВСГ при 50°С;

= 484,8 кДж/кг

— расход СВСГ, кг/ч;

= 996 кг/ч;

— энтальпия СВСГ при температуре 300°С, кДж/ч;

=2063 кДж/кг;

— энтальпия СВСГ при 50°С;

= 273,6 кДж/кг

Рис. 2.1.1

По рис. 2.1 tx =265°С

Определяем поверхность теплообмена по формуле: (2.1.7) [7c25]

F= ,

где F – поверхность теплообмена, м2;

Q – тепловая нагрузка, кДж/ч;

К – коэффициент теплопередачи, Вт/м ×К;

Tср. – средняя логарифмическая разность температур.

Дальнейший расчёт поверхности теплообмена ведём по Qгпс.

Схема теплообмена

375°С 180°С

265°С °С

Dtmin = 110°C Dtmax = 130°C

Определяем среднюю разность температур из уравнения: (2.1.8) [7c26]

tср = ,

где tср – средняя разность температур, °С.

tср = = 120°С.

Определяем поверхность теплообмена по формуле: (2.1.9) [7c27]

F = ,

где F – поверхность теплообмена, м2;

Q – тепловая нагрузка ГПС, Q = 133,5×10 кДж/ч;

К – коэффициент теплопередачи, К = 211 Вm/м2×К;

tср – средняя разность температур, tср = 120°С.

F = = 1 464 м .

Таблица 2.1.3

Материальный баланс однократного испарения газосырьевой смеси на входе в теплообменника при 200°С и 6,8 МПа

Таблица 2.1.4

Определение состава паровой и жидкой фаз газосырьевой смеси на входе в теплообменник при 300°С и 6,8 МПа

мольная доля отгона равна 0,814

Таблица 2.1.5

Материальный баланс однократного испарения газосырьевой смеси на входе в теплообменник при 300°С и 6,8 МПа

Полный расчёт реактора Р-3

Исходные данные для расчёта

Годовая производительность установки по сырью с учетом увеличения производительности на 11% Gг= 2 220 000 т/год;

производительность одного потока G= 1 110 000 т/год

плотность сырья ρс=870 кг/м3;

продолжительность сырьевого цикла τр=327 суток;

продолжительность регенерации и планово-предупредительного ремонта tрег.=5;

продолжительность капитального ремонта tрем.=30;

продолжительность смены катализатора tсм.=2

кратность циркуляции водородсодержащего газа Кц= 243 нм3/м3.

Давление 4,5 МПа

Температура в реакторе 363-383оС

Объёмная скорость подачи сырья 1,67 ч-1

В качестве свежего водородсодержащего газа будет использоваться водород с концентрацией 99,99% об, поступающий с блока КЦА-2 после очистки от примесей.

Состав СВСГ представлен в таблице 2.2.1

Таблица 2.2.1

Состав СВСГ

Качество циркулирующего водородсодержащего газа представлено в таблице 2.2.2

Таблица 2.2.2

Качество ЦВСГ

Читайте также:

Определение часовой производительности установки

Объемная часовая производительность одного потока

Wс= = = 162,57 м3/ч, (2.2.1) [8c27]

где nc – число сырьевых циклов в год, nc =1

Число циклов реакции зависит от продолжительности сырьевого цикла τс, затрат времени на регенерацию tрег, смену катализатора tсм и капитальный ремонт установки tрем. и определяется из уравнения

(2.2.2) [8c28]

Массовая часовая производительность

Gc= = = 141435,9 кг/ч. (2.2.3) [8c29]

Определение количества циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ)

Общий расход водорода на промышленных установках складывается из расхода на реакцию, отдув, циркуляцию ВСГ для поддержания необходимой концентрации и расхода на растворение.

Количество свежего водородосодержащего газа определяется по формуле : (2.2.4) [8c30]

Gсвсг = ,

где Gн2 — расход водорода, кг/ч;

Yн — массовая концентрация водорода в СВСГ, (см. табл.2.2.1);

Расход водорода рассчитываем из уравнения: (2.2.5) [8c31]

Gн = ,

где Сн — выход водорода, принимается Сн = 0,5 % мас.

Gс – расход сырья, кг/ч.

Gн = = 707,17 кг/ч.

Определяем количество СВСГ

Gсвсг = = 707,74 кг/ч.

Объемный расход ЦВСГ рассчитывается по уравнению:

Vцвсг = Wc × Kц, (2.2.6) [8c32]

где Wc – объемная часовая производительность установки, м3/ч;

Кц — кратность циркуляции ВСГ, нм /м ;

Vцвсг = 162,57 × 243 = 39504,51нм /ч.

Массовое количество циркулирующего ВСГ находим по формуле:

Gцвсг = , (2.2.7) [8c33]

где Мцвсг – молекулярная масса циркулирующего газа.

Таблица 2.2.3

Расчёт молекулярной массы ЦВСГ

Gцвсг = кг/ч

Определение выхода сероводорода

Выход H2S гидроочистки зависит от содержания серы в сырье и гидрогенизате.

Выход H2S в % мас. на сырьё рассчитываем по формуле:

Сн s = , (2.2.8) [8c34]

где Сн s – выход Н S на сырьё, % масс;

So-содержание серы в исходном сырье, % масс;

Sд.т,б.о. – содержание серы в дизельном топливе и бензине отгоне соответственно, % мас;

д.т,б.о. – выход дизельного топлива и бензина — отгона, принимаются из данных задания: д.т = 0,96; б.о. = 0,025.

Сн s = = 1,03 % мас

Таблица 2.2.4

Материальный баланс установки

Определение объема катализатора в реакционной зоне, диаметра и высоты слоя катализатора в реакторе, количества и размеров реакторов

Объём реакционной зоны определим по формуле: (2.2.9) [8c35]

,

где v-объёмная скорость подачи сырья.

При конструировании диаметр новых реакторов может быть определен расчетным путем или принят по заводским данным, исходя из соотношения высоты и диаметра слоя катализатора.

При гидроочистки в реакторах с аксиальным вводом при полностью испарившемся сырье допустима линейная скорость смеси паров сырья в ЦВСГ до 0,2 м/с в расчете на свободное сечение реактора.

При гидрообессеривании сырья, поступающего в реактор в парожидком состоянии, рекомендуется принимать значения массовой скорости 10,5т/ч м2.

При принятом диаметре слоя катализатора dр.з. общая высота слоя катализатора – высот реакционной зоны – определяется из выражения:

м (2.2.10) [8c36]

Количество реакторов принимаем равным 2.

Фактическая высота слоя катализатора в каждом из реакторов при одинаковой загрузке: м (2.2.11) [8c37]

Общая высота реактора и его внешний диаметр определяются с учетом размеров внутренних устройств и насадки (распределительного устройства, опорной решетки, слоя фарфоровых шариков и т.д.), толщины стенки реактора, футеровки и изоляции.

Поскольку выбрана однопоточная схема, а количество реакторов равно 2, то производительность одного реактора равна половине от общей производительности.

Таблица 2.2.5

Материальный баланс реактора гидроочистки

Тепловой баланс реактора

Реакции, протекающие в процессе гидроочистки, гидрообессеривания и гидрокрекинга, идут с выделением тепла. Поэтому тепловой баланс реакторного блока составляют для определения подъема температуры на выходе из реактора по сравнению с температурой на входе в реактор и для определения количества холодного циркулирующего газа, смеси сырья и циркулирующего газа или гидрогенизата, которые необходимо ввести в реакторы для снятия избыточного тепла.

Расчет парциального давления ГСС на входе и ГПС на выходе из реактора.

Таблица 2.2.6

Парциальное давление компонентов газо-сырьевой смеси на входе в реактор.

Р = 4,5 МПа

Таблица 2.2.7

Парциальное давление компонентов газо-продуктовой смеси на выходе из реактора Р = 4,3 МПа

Расчет энтальпий паров сырья, гидрогенизата, газов реакции, СВСГ и ЦВСГ

Определение энтальпии сырья

Исходные данные:

= 0,867

tср = (tн.к. tк.к.)/2

tср = (176 356)/2 = 266 0С

Характеризующий фактор данного нефтепродукта

К= , (2.2.12) [9c32]

где Тср мол – средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, К

— плотность нефтепродукта,

Тср мол = tср 273 = 266 273 = 539 К

= 5α = 0,867 5 х 0,000673 = 0,870

К= =11

Молекулярная масса нефтепродукта

М = (7К – 21,5) (0,76 – 0,04К)tср. мол. (0,0003К – 0,00245)tср. мол.2

Мс =(7 х 12 – 21,5) (0,76 – 0,04 х 12) х 270 (0,0003 х 12–0,00245)х2702= 240

В зависимости от К и Мс находим псевдокритические параметры

Тпс.кр = 515 0С = 788 К

Рпс.кр = 17,5 х 105 Па = 1,75 МПа

Приведенная температура.

Тг=Т/Тпс.кр,

где Т – абсолютная температура, при которой находят энтальпию, К;

Т150 = 423/788 = 0,54

Т200 = 473/788 = 0,60

Т300 = 573/788 = 0,73

Т360 = 633/788 = 0,80

Т390 = 663/788 = 0,84

Т420 = 693/788 = 0,88

Приведенное давление

Рг = Рн.п./Рпс.кр

где Рн.п –парциальное давление нефтепродукта

Рг = 0,58./1,75 = 0,34

Расчет энтальпии сырья при нормальных условиях

Нtн = а × (4 — ) – 308,99, (2.2.13) [9c33]

где а – коэффициент, зависящий от температуры.

Н150н = 289,78(4 – 0,846) – 308,99 = 605 кДж/кг

Н200н = 315,79(4 – 0,846) – 308,99 = 687 кДж/кг

Н300н = 401,39(4 – 0,846) – 308,99 = 957 кДж/кг

Н360н = 450,76(4 – 0,846) – 308,99 = 1113 кДж/кг

Н390н = 447,66(4 – 0,846) – 308,99 = 1197 кДж/кг

Н420н = 505,60(4 – 0,846) – 308,99 = 1286 кДж/кг

Расчет энтальпии сырья при повышенном давлении

Нtп = Нtн – ΔН, (2.2.14) [9c34]

где ΔН – поправка на давление, кДж/кг

Тг = 0,54

= 43 ΔН = 43Ткр/М = 43 х 788/222 = 153 кДж/кг

Тг = 0,60

= 24 ΔН = 24Ткр/М = 24 х 788/222 = 85,2 кДж/кг

Тг = 0,73

= 15 ΔН = 15Ткр/М = 8 х 788/222 = 53,2 кДж/кг

Тг = 0,80

= 8 ΔН = 8Ткр/М = 8 х 788/222 = 28,4 кДж/кг

Тг = 0,84

= 7 ΔН = 7 х 788/222 = 24,8 кДж/кг

Тг = 0,88

= 5 ΔН = 5 х 788/222 = 17,8 кДж/кг

Н150п = 605 – 153 = 452 кДж/кг

Н200п = 687 – 85,2 = 601,8 кДж/кг

Н300п = 957 – 53,2 = 903,8 кДж/кг

Н360п = 1113 – 28,4 = 1084,6 кДж/кг

Н390п = 1197 – 24 = 1172,2 кДж/кг

Н420п = 1286 – 17,8 = 1268,2 кДж/кг

Расчеты сведем в табл.

Таблица 2.2.8

Определение энтальпии сырья при 4,5 МПа

Показатели	Значение показателей
Температура, 0С
Температура, К
Приведенная температура	0,54	0,60	0,73	0,80	0,84	0,88
Приведенное давление	0,34	0,34	0,34	0,34	0,34	0,34
Поправка на давление , кДж/(моль·К)
Поправка на давление ΔН, кДж/кг		85,2	53,2	28,4	24,8	17,8
Энтальпия при нормальном давлении, кДж/кг						1286,2
Энтальпия при повышенном давлении, кДж/кг		601,8	903,8	1084,6	1172,2

Дальнейший расчет ведем аналогично

Определение энтальпии гидрогенизата.

Исходные данные:

= 0,847

tср = 275 0С

= 0,847 5 х 0,000699 = 0,850

Характеризующий фактор

К= =12

Молекулярная масса

Мг/г =(7 х 12 – 21,5) (0,76 – 0,04 х 12)х275 (0,0003 х 12-0,00245)х2752= 209

Псевдокритические параметры

Тпс.кр = 446 0С = 719 К

Рпс.кр = 18 х 105 Па = 1,8 МПа

Приведенная температура.

Т150 = 423/719 = 0,59

Т200 = 473/719 = 0,66

Т300 = 573/719 = 0,80

Т360 = 633/719 = 0,88

Т390 = 663/719 = 0,92

Т420 = 693/719 = 0,96

Приведенное давление

Рг = 0,59./1,8 = 0,33

Дальнейший расчет сведем в табл.

Таблица 2.2.9

Определение энтальпии гидрогенизата при 4,5 МПа

Показатели	Значения показателей
Температура, 0С
Температура, К
Приведенная температура	0,59	0,66	0,80	0,88	0,92	0,96
Приведенное давление	0,33	0,33	0,33	0,33	0,33	0,33
Поправка на давление , кДж/(моль × К)
Поправка на давление ΔН, кДж/кг	178,9		72,2
Энтальпия при нормальном давлении, кДж/кг
Энтальпия при повышенном давлении, кДж/кг	454,1		907,8

Определение энтальпии бензина-отгона.

Исходные данные

= 0,724 кг/м3

tср = 124 0С

= 0,724 5 х 0,000870 = 0,728 т/м3

Характеризующий фактор

К= =12

Молекулярная масса

Мс=(7х 12- 21,5) (0,76 — 0,04 х 12) х 124 (0,0003 х 12 — 0,00245)х1242 = 106

Так как парциальное давление бензина-отгона равно 0,4 МПа, то поправкой на давление можно пренебречь. Находим энтальпию паров бензина-отгона.

Таблица 2.2.10

Определение энтальпии бензина при атмосферном давлении

Читайте также:

Энтальпия водорода находится по формуле:

qH2 = СН2 х t, (2.2.15) [9c35]

где СН2 – теплоемкость водорода

СН2 = 4,19(6,8397 0,00043868Т – 1,8 х 10-7Т2)

СН2 = 14,6 кДж/кг0С

qH2150 = 14,6 х 150 = 2190 кДж/кг

qH2200 = 14,6 х 200 = 2920 кДж/кг

qH2300 = 14,6 х 300 = 4380 кДж/кг

qH2360 = 14,6 х 360 = 5256 кДж/кг

qH2390 = 14,6 х 390 = 5694 кДж/кг

qH2420 = 14,6 х 420 = 6132 кДж/кг

Энтальпии СВСГ, ЦВСГ и газов реакции представлены в таблицах 2.2. 11

Таблица 2.2.11

Определение энтальпии циркулирующего водородосодержащего газа при 7,0 МПа

Таблица 2.2.12

Определение энтальпии свежего водородосодержащего газа при 7,0 МПа

Таблица 2.2.13

Определение энтальпии газов реакции при 7,0 МПа

Таблица 2.2.14

Энтальпия газообразного сероводорода при избыточном давлении 7,0 МПа

По данным 2.2.6-2.2.13 построим графики зависимости энтальпии от температуры для сырья, гидрогенизата, СВСГ, ЦВСГ, газов реакции, сероводорода (рис. 2.2.1-2.2.7).

Рис. 2.2.1

Рис. 2.2.2

Рис. 2.2.3

Рис. 2.2.4

Рис. 2.2.5

Рис. 2.2.6

Рис. 2.2.7

qр = , (2.2.16) [9c36]

где qр – тепловой эффект процесса, кДж/кг

Мс – молекулярная масса сырья

Мгоi – молекулярная масса продуктов гидроочистки

αi – массовые выходы продуктов гидроочистки, доли единицы

qр = = 34 кДж/кг

Расчет потерь тепла из реактора в окружающую среду

Потери тепла в окружающую среду находим из уравнения:

DQ = K × F × Dt, (2.2.17) [9c37]

где DQ – тепловые потери, кДж/ч;

К – коэффициент теплопередачи, принимается К = 817 кДж/кг×м ×К×ч;

F – поверхность реактора, м ;

Dt – перепад температур, °С.

Определяем поверхность реактора по следующей формуле:

F = 2p × R × H 2p × R ×q, (2.2.18) [9c38]

где R – наружный радиус реактора, м;

Н – высота цилиндрической части реактора, м;

q — коэффициент для стандартных днищ, 1,384.

Нц = Vр.з./(π·r2) = 26,2/(3,14·1,32) = 4,94 м

Поверхность реактора:

F = 2 × 3,14 × 1,3 × 4,94 2 × 3,14 × 1,3 × 1,384 = 55,01 м .

Определяем перепад температур по следующей формуле:

Dt = tср.- Dtмин, (2.2.19) [9c39]

где tср. – средняя температура внутри реактора, °С;

Dtмин – средняя минимальная температура окружающей среды (в зимний период), °С

Dt = 367,5 – (-30) = 397,5 °С.

Определяем тепловые потери в окружающую среду

DQ = 817 × 55,01 × 397,5 = 1786491,00 кДж/кг × м2 × 0С × ч

Материальный и тепловой баланс реактора

Определяем тепловой баланс реактора методом подбора температуры на выходе из реактора. Тепловой баланс реактора приведен в таблице 2.2.15

Таблица 2.2.15

Тепловой баланс реактора

Читайте также:

На установки Л- 24/7 применяется текущее и оперативное планирование, при этом определяющий показатель производственной программы — план выпуска продукции. Производственная программа является основанием для определения затрат, потребности во всех видах ресурсов, прибыли и рентабельности. Производственная программа предприятия определяет ассортимент и объем выпуска продукции и её реализации в натуральном и стоимостном выражении.

Производственная программа технологических установок представляет собой материальный баланс где указывается количество перерабатываемого сырья, выпущенной продукции, суточная производительность и длительность работы.

Расчёту производственной программе предшествует определение норм выхода продукции и потерь. Степень использования сырья зависит от его качества и требований к качеству технологического режима. Технологические установки могут работать на разных видах сырья, в разных технологических режимах, использоваться для получения продукции разного ассортимента, поэтому разрабатывается несколько вариантов производственной программы.

Так же к показателям планирования относится численность работников на установке, которая может быть определена следующими методами:

— По нормам обслуживания

— По рабочим местам

— По штатной расстановки

Численность руководителей, специалистов и служащих определяемых по штатному расписанию.

Производительность труда — это количество продукции изготовленной в единицу времени, либо затраты труда на производство единицы продукции. На технологической установке она измеряется выработкой продукции в год на одного человека

ПТ = (4.1) [11c45]

Где: О — объем производства в натуральном или денежном выражении.

Ч — численность персонала

Фонд оплаты труда (ФОТ) включает в себя следующие элементы:

— Оплату по сдельным расценкам

— По временную оплату, по тарифным ставкам и окладам

— Начисление премий

— Начисление доплат

— Отпускные

— Вознаграждение за выслугу лет

— Надбавки на прочие выплаты

Планирование Фонда возможно двумя методами:

— Прямым счетом, при котором расчет осуществляется подробно по всем составляющим фонда заработной платы

— Укрупненный метод при котором Фонд оплаты труда планируется разными способами.

Затраты на предприятия на производство и реализацию продукции называются себестоимостью. В себестоимость продукции включаются затраты на сырьё, материалы, топливо, энергию, оплату труда, социальные выплаты, затраты на технику безопасности, на освоении новой продукции, на содержание основных фондов, общехозяйственные расходы. В зависимости от включаемых затрат различают производственную или цеховую себестоимость, фабрично — заводскую и полную себестоимость. Снижение затрат имеет большое значение для предприятия т.к. увеличивает прибыль и способствует развитию предприятия

Все затраты входящие в себестоимость подразделяются по роли в процессе производства на основные и накладные. По способу отнесения на себестоимость — прямые и косвенные

По составу — элементные и комплексные. По отношению к объёму производства — условно-переменные и условно-постоянные.

Основные затраты производятся на выпуск продукции. К накладным относятся затраты создающие условия для выпуска продукции. Основные затраты включают в себестоимость продукции прямым путем с помощью норм и расценок — это элементные статьи затрат. Накладные расчеты включают в себестоимость пропорционально какому либо признаку и по этому является комплексными. Обычно это косвенные затраты.

В нефтеперерабатывающей промышленности к основным относятся след статьи затрат:

— Сырьё и материалы

— Полуфабрикаты собственного производства

— Потери и отходы безвозвратно

— Заработная плата основных рабочих

— Страховые взносы

— Топливо и энергия на технические нужды.

К накладным расходам относится затраты на освоение производства, общепроизводственные расходы, коммерческие расходы.

Основные затраты считаются по действующим на заводе нормам и расчетам.

На накладные расходы составляют специальные сметы, а затем их общая сумма распределяется на продукцию.

На нефтеперерабатывающей предприятие себестоимость продукции определяется по установкам, а затем определяется фабрично — заводская и полная себестоимость по предприятию в целом.

Таблица 4.1

Материальный баланс установки Л 24/7

Определяем стоимость товарной продукции( руб.):

Гидрогенизат1675783* 18060.91= 30266165942.53 руб.

Бензин отгон 19702*17756 = 349828712 руб.

Сухой газ 53607*5068= 271680276 руб.

Сероводород 24821*1267= 31448207 руб.

Итого: 30919123137.53руб.

График сменности бригад на установке Л 24/7

Процесс нефтепереработки ведётся непрерывно, поэтому работа выполняется 4 бригадами, продолжительность 12 часов. Работа бригад проводится по графику.

Читайте также:

На установке работают 4 бригады по 8 человек.

Таблица 4.2

Численность работников по категории

Определяем списочную численность рабочих:

Чсп = Чяв * Кзам, (4.2) [11c46]

где : Чяв -явочная численность рабочих,

Кзам — коэффициент замещения, равный 1,14.

Чсп = 8*4*1,14 = 36 чел.

По нештатному расписанию на установке предусмотрено наличие начальника установки и механика.

Расчёт фонда оплаты труда

Существуют следующие тарифные ставки при 12-часовой смене:

6 разряд 105,62 руб.

5 разряд -91 руб.

4 разряд -76,14 руб.

По штатной расстановке на установке работает:

6 разряд — 8 — 9 чел.

5 разряд — 8 — 14 чел.

4 разряд — 8 — 10 чел

Определяем зарплату по тарифу:

Зт = Тст * Ч * Фпол, (4.3) [11c47]

где: Зт — зарплата по тарифу,

Тст — часовая тарифная ставка,

Ч — численность рабочих данного разряда,

Фпол — годовой полезный фонд рабочего времени, равный 1986 часов.

Зт₄ = 76,14*10*1986 = 1512140,40 руб.

Зт₅ = 91*14*1986 = 2530164 руб.

Зт₆ = 105,62 * 9*1986 = 1887851,88 руб.

Определяем величину доплат за вредные условия:

Двр = Зт * Сдв, (4.4) [11c48]

где : Зт — зарплата по тарифу,

Сдв- ставка доплаты за вредные условия труда, равная 12%.

Двр₄ = 1512140,40 *0,12 = 181456,85 руб.

Двр₅ = 2530164* 0,12 = 303619,68 руб.

Двр₆ =1887851,88 * 0,12 = 226542,23 руб.

Определяем величину доплат за работу в ночное время суток. По графику получается, что каждый рабочий отрабатывает 8 смен. Определяем количество часов ночной смены за год:

Тноч = 8 смен * 8 часов *11месяцев = 704 часа

Определяем доплату:

Дноч = Тст * Сдн * Тноч * Ч, (4.5) [11c49]

где : Сдн — ставка доплаты за работу ночью, равная 40%

Дноч _{4разряда} = 76,14 * 0,4 * 704 * 10 = 214410,24 руб.

Дноч _{5разряда} = 91* 0,4 * 704 * 14 = 358758,40руб.

Дноч _{6разряда} =105,62 * 0,4 *704 * 9 = 267683,33 руб.

Определяем доплату за работу в праздничные дни. В году 12 праздничных дней, равная 100% от часовой тарифной ставки.

Дпр = Тст * 100% * Тпр * Ч, (4.6) [11c50]

где : Тпр — количество часов в праздничные дни

Тпр = 12 часов * 12 дней = 144 часов

Дпр _{4разряда} = 76,14 * 1 * 144 * 5 = 54820.80 руб.

Дпр _{5разряда} = 91 * 1 * 144 * 13 = 170352 руб.

Дпр _{6разряда} =105,62 * 1 * 144 * 9 = 136883.52 руб.

Определяем премии за выполнение плана:

П = Зт * Кпр, (4.7) [11c51]

где: Кпр — коэффициент премиальных, равный 50%

П_{4разряд} = 1512140,40 * 0,5 = 756070,20руб.

П_{5разряд} = 2530164 * 0,5 = 1265082 руб.

П_{6разряд} =1887851,88 * 0,5 = 943925,94 руб.

Рассчитаем фонд оплаты труда (ФОТ) по разрядам:

ФОТ = Зт Двр Дноч Дпр П, (4.8) [11c52]

ФОТ_{4разряд} =1512140,40 181456,85 214410,24 54820.80 756070,20=

2718898,49 руб.

ФОТ_{5разряд} = 2530164 303619,68 358758,40 170352 1265082 =

4474976,08 руб.

ФОТ_{6разряд} = 1887851,88 226542,23 267683,33 136883.52 943925,94 =

3462886,90руб.

Находим общий ФОТ всех рабочих:

ФОТобщ = ФОТ_{4разряд} ФОТ_{5разряд} ФОТ_{6разряд} , (4.9) [11c53]

ФОТобщ =2718898,49 4474976,08 3462886,90= 10656761,47 руб.

Определяем среднюю зарплату одного рабочего за год:

Зср = (4.10) [11c54]

Зср = = 296021,16 руб.

Рассчитываем зарплату ИТР за год:

Оклад начальника установки 1 чел- 28970 руб.

Оклад механика установки 1чел-26660 руб.

Определяем доплату за вредность начальника установки:

Двр _н.у. = 28970 * 0,12 = 3476,40 руб.

Определяем доплату за вредность механика установки:

Двр _м.у. =26660*0,12= 3199,20 руб.

Определяем сумму премиальных, процент премиальных равен 50%

П _н.у =28970 *0,50 = 14485,00 руб.

П _м.у =26660 *0,50 = 13330,00 руб.

Находим общий ФОТ ИТР:

ФОТ общ. _итр. = (оклад начальника оклад механика Двр _н.у. Двр _м.у.

П _н.у П _м.у) * 12 (4.11) [11c55]

ФОТ общ. _итр. = (28970 26660 3476,40 3199,20 14485 13330)* 12=

1081447,20 руб.

Определяем среднюю зарплату одного ИТР за год

Зср. _итр. = (4.12) [12c34]

Зср. _итр. = = 540723,60 руб.

Определяем среднюю зарплату одного работника установки:

Зср. _уст. = (4.13) [12c35]

Зср. _уст. = = 326061,36 руб.

Расчет производительности труда одного работника

Производительность труда одного рабочего определяется по формуле:

ПТ рабочих = , (4.14) [12c36]

где : Осырья — объем производства в натуральном выражении

ПТ= т/год

ПТ рабочих = = 52285,45 т/год

Производительность труда одного работника:

ПТ работника = (4.15) [12c37]

ПТ работника = = 49380,70 т/год

Расчет себестоимости продукции

Находим стоимость сырья поступающего на установку за год

Ссырья = Осырья*Цсырья (4.16) [12c38]

Таблица 4.3

Стоимость сырья

Ссырья = 26199603692,30руб.

Определяем стоимость электроэнергии за год:

Сэ.э = Нэ.э* Осырья *Цэ.э (4.17) [12c39]

где Нэ.э — норма расхода электроэнергии равная 20,4 ТкВт

Цэ.э — цена электроэнергии равная 1,87 руб. за 1 киловат

Сэ.э= 20,4 * 1777705 *1,87= 67815890,34 руб.

Определяем стоимость топлива:

Стоплива = (4.18) [12c40]

где Нтоплива — норма расхода топлива равна: 4 кг.

Цтоплива — цена топлива — 5529,52 руб. за 1 тонну.

Стоплива = = 39319421,41 руб.

Определяем стоимость блокооборотной воды

СБОВ=НБОВ*Осырья*ЦБОВ (4.19) [12c41]

где НБОВ — норма расхода блок оборотной воды равна 0,91 м3

ЦБОВ — цена блокооборотной воды равна 1,78 руб.

СБОВ= 0,91*1777705*1,78= 2879526,56 руб/м3

Расчет амортизационных отчислений за год

АМОгод = АМОмесяц*12 (4.20) [12c42]

где АМОмесяц — амортизационные отчисления за месяц равны 942507,34 руб.

АМОгод = 942507,34*12= 11310088 руб.

Расчет затрат на текущий ремонт установки. Затраты составляют 1,5% общей стоимости основных фондов.

Стек.р = ОФ*1,5% (4.21) [12c43]

где ОФ — 314168000 руб.

Стек.р= 314168000*0,015= 4712520 руб.

Определение стоимости перекачки нефти нефтепродуктов. За месяц стоимость перекачки продукта составляет 4051749 руб.

Спр = * 320 = 43218656 руб.

Находим величину общепроизводственных расходов за год.

Сопр = ФОТобщ * Нопр (4.22) [12c44]

где Нопр — норма затрат на общепроизводственные расходы, составляет 257%

ФОТобщ — смотрим формулу (4.8)

Сопр = 10656761,47 * 2,57 = 27387876,98 руб.

Находим величину общехозяйственных расходов за год составляет 275%

Сох=ФОТобщ*Нох (4.23) [12c45]

Сох == 10656761,47 *2,75 = 29306094,04 руб.

Таблица 4.4

Калькуляция себестоимости

Сед = (4.24) [12c46]

где С — общая себестоимость продукции

ТПн — товарная продукция в натуральном выражении

Сед = = 14884,67 руб.

Читайте также:

В результате прекращения подачи оборотной воды на установку создается опасность:

а) перегрева подшипников и сальников центробежных насосов;

б) повышения температуры МЭА после Х-10.

С прекращением подачи охлаждающей воды I и II системы, поступающей к компрессору ПК-1, 2, 3 для охлаждения масла, срабатывает сигнализация повышения температуры масла после подшипников. При повышении температуры масла после подшипников до 65 ^оС срабатывает блокировка аварийной остановки компрессора ПК-1, 2, 3.

Далее по схеме блокировок от падения расхода циркуляционного газа (см. выше).

По реакторному блоку:

1. Потушить печь П-1(2) и дать пар в камеру сгорания.

2. Остановить сырьевые насосы и насосы циркуляции МЭА с перекрытием задвижек.

3. Перекрыть перетоки:

а) из C-1(2) в С-3(4) ;

б) из К-3, 4, 5,6 в С-6а .

4. Перекрыть поступление острого пара в Т-20.

5. Остановить насосы Н-10 (11), 12(13), 22(23) и перекрыть приемные и выкидные задвижки.

6. Сбросить давление из системы реакторного блока до 25-30 кгс/см2 на факел.

7. В зимний период во избежание размораживания трубопроводов и аппаратов необходимо сосредоточить все запасы МЭА в Е-6, С-6а и продуть трубопроводы азотом.

8. Перекрыть прием свежего водородсодержащего газа на установку.

9. В случае необходимости система продувается азотом.

По блоку стабилизации :

1. Остановить насосы Н-4, 5, 6а, 6, 7, 8, 9, 17, 18 и перекрыть приемные и выкидные задвижки.

2. Перекрыть перетоки из С-3 (4) в К-1 (2) .

3. Перекрыть задвижками линии откачки дизтоплива и бензина с установки.

4. Перекрыть задвижки на линии подачи жидкого и газообразного топлива к форсункам П-3, П-4.

5. В случае повышения давления в колоннах стабилизации К-1 (2) сбросить давление на факел из К-6,

При длительном отсутствии подачи воды установку остановить. После устранения причины прекращения подачи воды и осмотра установки для выявления и исправления дефектов по согласованию с диспетчером и водоцехом принять воду и приступить к пуску установки .

Прогар трубы в змеевиках печи П-1(2)

Газосырьевая смесь поступает в камеру сгорания и воспламеняется.

Для ликвидации аварии необходимо:

1. Закрыть задвижки на подаче жидкого и газообразного топлива к печи П- 1(2).

2. Закрыть электрозадвижку на входе сырья в тройник смешения.

3. Сообщить диспетчеру завода и руководству цеха об аварии.

По реакторному блоку

1. Остановить циркуляционные компрессоры ПК-1, 2, 3; сырьевые насосы и перекрыть запорную арматуру.

2. Дать пар в камеру сгорания печи П-1(2).

3. Перекрыть прием свежего водорода на установку.

4. Открыть задвижку ручного стравливания давления с сепаратора С-1(2) на факел; сбросить давление с этого блока и сепаратора С-5(6) до 3-4 кгс/см².

5. Перекрыть переток из С-1(2) в С-3(4).

6. Перекрыть шибера борова печи П-1(2).

7. Перекрыть вентили на подаче жидкого и газообразного топлива к форсункам П-1(2).

8. Включить компрессоры ВК-1,2,3 установки Л-24/6, сделать направление для продувки змеевика печи азотом. Азот дать непосредственно в змеевик печи, а не в тройник смешения .

По блоку стабилизации:

— произвести остановку блока, на котором произошел прогар змеевика печи.

1. При понижении уровня в сепараторах С-3(4) перекрыть поступление гидрогенизата в К-1(2)

2. Перекрыть выход гидрогенизата и бензина в парк.

3. Сокращением шуровки печи П-3(4) снизить температуру в колонне К-1(2) и произвести нормальную остановку блока стабилизации.

Прекращение подачи пара на установку

При прекращении подачи пара на установку прекращается поступление пара к следующим потребителям:

а) на распыление жидкого топлива к форсункам П-1, 2, 3, 4 ;

б) в систему паротушение печей П-1, 2, 3, 4.

в) в систему регенерации МЭА на Т-20.

В случае кратковременного отсутствия пара необходимо, не останавливая установки перевести печи П-1, 2, 3, 4 на шуровку топливным газом, а поступление жидкого топлива к форсункам перекрыть.

При этом необходимо:

1. Выяснить причины отсутствия пара на установке.

2. В случае длительного отсутствия пара на установке приступить к нормальной остановке установки.

3. Сообщить диспетчеру завода и руководству цеха.

4. Во избежание увеличения концентрации сероводорода в циркуляционном газе прием свежего водорода и отдув избытка из системы РБ не прекращать.

Прекращение работы вентиляции в производственных помещениях

Для ликвидации аварии необходимо:

1. Усилить естественную вентиляцию помещений , открыв окна и двери, для предотвращения скопления паров и газов.

2. Постоянно контролировать показания приборов взрывоопасной концентрации в помещениях (СВК).

3. Сообщить об аварии диспетчеру завода и руководству цеха.

Нарушение в системе канализации и оборотных систем водоснабжения.

При прекращении стока в системе промканализации, сокращают сброс стоков:

— уменьшить подачу воды на сальники насосов;

— временно прекратить зачистку аппаратов от воды, не допуская превышения уровня в аппарат

5.2 Основные требования безопасности

Процесс гидроочистки является пожароопасным и взрывоопасным, так как связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах.

Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются углеводородный газ, пары бензина, дизельного топлива, водородосодержащего газа, которые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.

На установке применяются вещества II, III и IV класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76 и ГОСТ 12.1.005-88.:

15 % водный раствор моноэтаноламина (МЭА) используемый при очистке циркуляционного ВСГ и углеводородных газов от сероводорода;

раствор щелочи (10 % масс. NaOH), используемый при защелачивании бензина.

Процесс гидроочистки проводится при температуре до 420 ^оС и давлении 25 — 50 кгс/см²

Наличие аппаратов, работающих при повышенных давлениях и температурах, содержащих большие количества продуктов в газообразном и парообразном состояниях, может создавать опасность загазованности территории.

Категория взрывоопасности производственных зданий и наружных установок по НПБ-105-03.

Группа производственного процесса по СНиП 2.09.04-87 «Административные и бытовые здания» относится к группе 3б.

При эксплуатации установки возможны следующие опасности:

— возникновение пожара и взрыва в случае разгерметизации оборудования, трубопроводов или при нарушении режима работы оборудования;

— отравление работающих парами углеводородов, сероводорода в смеси с углеводородами, окиси углерода при превышении ПДК;

— ожоги работающих водяным паром и при соприкосновении с горячими частями оборудования и трубопроводами;

— при воздействии концентрированных растворов едких щелочей на кожу человека происходят ожоги всех степеней;

— травмирование вращающимися и движущимися частями насосов, не защищенных ограждениями;

— поражение электротоком в случае выхода из строя заземления токоведущих частей электрооборудования или пробоя электроизоляции;

— возможность падения при обслуживании аппаратов, расположенных на высоте, в случае отсутствия или неисправности ограждения.

К наиболее газоопасным местам на установке относятся: печи, реакторы, теплообменники реакторного блока, сепараторы высокого давления, абсорберы, холодильники Х-1, 2, 14, 15, насосные, компрессорная, канализационные и водяные колодцы, дренажи аппаратов К-1, 2, 3, 4, 5, 6, С-7, 8, 9 район форсунок и регулирующих клапанов печей П-1, 2, 3, 4; район около емкости С-6а; районы пробоотборных кранов; технологические лотки, приямки вытяжной вентиляции.

Процесс гидроочистки протекает в герметично закрытой аппаратуре и трубопроводах под давлением 25 — 50 кгс/см² и температурой до 420 ^оС. Грубое нарушение норм технологического режима при протекании технологического процесса может привести к разогреву стенок аппаратуры свыше допустимой температуры, закоксовыванию и спеканию нефтепродуктов, что ведет к резкому повышению давления в системе, возможной раз герметизации трубопроводов и аппаратов, срабатыванию предохранительных клапанов.

Опасность производства данного технологического процесса заключается также и при выполнении отдельных производственных операций, выполняемых на установке:

— розжиг печей, пуск резервных насосов, загрузка и выгрузка катализатора, замена водородсодержащего газа на азот и наоборот.

Пуск печей

При розжиге технологических печей особое внимание уделяется отсутствию газового конденсата в топливном газе, исправности запорной арматуры у горелок печей и предохранительных устройств, наличию циркуляции продукта в змеевиках печи, устойчивому горению горелок. Отсутствию пропусков и розливу нефтепродуктов, утечек газа.

Нарушение хотя бы одного из перечисленных требований ведет к загоранию, взрыву и разрушению камер печи, разрыву трубопроводов змеевиков печей и травмированию обслуживающего персонала.

Продувка азотом реакторного блока при подготовке к ремонту установки

При нарушении технологии продувки от горючих газов реакторного блока возможно образование взрывоопасных концентраций при разгерметизации технологического оборудования .

Продувка азотом реакторного блока при подготовке к пуску установки

При нарушении технологии продувки от кислорода реакторного блока и всего технологического оборудования возможно образование взрывоопасных концентраций при приеме водородсодержащего газа, сырья и продуктов переработки.

При проведении этих технологических операций большое значение имеет качество применяемого азота и выдерживанием технологии продувки.

Читайте также:

При пуске и выводе на режим технологического оборудования большое внимание уделяется скорости подъема температуры и давления в системе. При большой скорости подъема температуры и давления, то есть нарушении норм технологического режима. Возможна деформация и разгерметизация трубопроводов, технологического оборудования, змеевиков печей, фланцевых соединений и т.д., что ведет к взрыву и пожару. Аналогичные результаты возможны при обратных операциях – нарушении скорости снижения температуры и давления.

При эксплуатации установки все работающие должны находиться в спецодежде, не накапливающей статического электричества. Спецобувь должна быть без металлических набоек и гвоздей, вызывающих при трении искры.

При работе персонал должен пользоваться исправным и обмедненным инструментом, применяя средства индивидуальной защиты: рукавицы, противогазы, защитные каски, очки, наушники, страховочные приспособления и др.

Эксплуатация неисправного оборудования и механизмов запрещается.

Для предупреждения возникновения несчастных случаев и аварий предусмотрено следующее

Процесс осуществляется по непрерывной схеме в герметичных аппаратах. Вся основная аппаратура, кроме насосно-компрессорного оборудования, располагается на открытых площадках.

Для безопасного ведения процесса управление технологическим процессом осуществляется с помощью автоматических регуляторов из помещения операторной.

При наиболее опасных отклонениях технологического режима предусмотрены сигнализация и блокировка для быстрейшей ликвидации аварийного положения и защиты оборудования .

При аварийной ситуации (отключение охлаждающей воды, водяного пара, электроэнергии, отсутствия сырья) предусмотрена остановка установки или отдельных ее узлов в соответствии с производственными инструкциями.

Для обеспечения безопасного пуска, перевода на циркуляцию, остановки установки предусмотрены пусковые схемы.

Для предупреждения возникновения несчастных случаев и аварий необходимо соблюдать общие правила безопасной эксплуатации установок и следующие правила:

1. Все, не находящиеся в эксплуатации трубопроводы и оборудование, следует заглушить. Все заглушки необходимо вставлять таким образом, чтобы при снятии их установку не надо было останавливать.

2. Проводить регулярные проверки и технический уход за установкой, чтобы своевременно обнаружить неплотности на фланцевых соединениях и аппаратах и устранить их.

3. Перед вскрытием реактора необходимо:

· произвести инертизацию реакторного блока азотом до содержания водорода не выше 0,5 % об. ;

· произвести регенерацию катализатора;

· охладить его до температуры не более 50 оС,

4. Если неплотности в трубопроводах и оборудовании не могут быть устранены немедленно, то соответствующий блок установки следует остановить, отключить, освободить от продукта, пропарить или продуть азотом.

5. Перед приемом исходных продуктов или горючих газов продувкой азотом удалить из аппаратов и трубопроводов воздух до содержания О2 не выше 0,5 % об..

6. После вывода установки на нормальный технологический режим линия подачи азота на нее должна быть отглушена.

7.В процессе нормальной эксплуатации установки следует выдерживать соотношение подаваемого на реакцию сырья и циркулируемого газа. В случае выхода из работы одного из компрессоров и невозможности его заменить резервным, необходимо установку остановить аварийно.

8. Образование вакуума в системе, содержащей водород, недопустимо. Поэтому после снижения избыточного давления в системе ниже 3 кг/см², необходимо подать азот для продувки системы.

9.Не допускать пуск установки с неисправными предохранительными клапанами.

10.Своевременно контролировать воздушную среду в компрессорной, операторной и других помещениях.

11. Не допускать разлива нефтепродуктов и реагентов на территории установки.

Экологический контроль производства

К твердым отходам производства относится катализатор.

Перед сбросом в водоем сточная вода проходит механическую, биологическую очистку и УФ — обеззараживание

В ходе эксплуатации оборудования неизбежно имеет место так называемые неорганизованные выбросы через неплотности в аппаратуре, запорно-регулирующей и предохранительной арматуре, фланцевых соединениях, уплотнениях вращающихся элементов динамического оборудования и т.д.

Для уменьшения вредных выбросов в атмосферу на установке предусмотрены следующие мероприятия:

— технологический процесс осуществляется в герметически закрытой аппаратуре, отсутствуют постоянные выбросы продуктов в атмосферу и на факел, что позволяет избежать организованных источников выбросов, загрязняющих атмосферу;

— освобождение аппаратуры от газообразных продуктов при сбросе давления и сброс от предохранительных клапанов осуществляется в закрытую факельную

систему, что позволяет уменьшить токсичность выбросов за счет их сжигания

на факеле;

— для перекачки ЛВЖ и сжижения газов использованы центробежные насосы с

уплотнителями типа «Тандем», которые существенно сокращают утечку нефтепродуктов;

— на емкостях предусмотрены «подушки» углеводородного газа или азота со сбросом в топливную сеть, что значительно сокращает выбросы через неплотности в атмосферу;

— предусмотрен постоянный автоматический контроль загазованности в местах,

где существует максимальная вероятность выделения углеводородов и других вредных газов;

— для исключения возможности создания аварийных ситуаций аппараты и трубопроводы приняты с расчетным давлением, превышающим максимальное

рабочее давление на 20%, но не менее чем на 0,3 Мпа.

Предусмотрены следующие мероприятия для охраны почв и подземных вод от загрязнений сточными водами:

— предусмотрено твердое влагонепроницаемое покрытие всей незастроенной

территорий технологической установки, что исключает попадание нефтепродуктов в грунт;

— сброс загрязненных нефтепродуктами ливневых вод с территории происходит в дождеприемники и далее в производственную канализацию;

— предусмотрено твердое покрытие проездов и тротуаров к установке от внутризаводских дорог;

— перед производством любых строительных работ почвенно-растительный

слой земли подлежит снятию с последующим использованием его на озеленение территории;

На установке запрещается оставлять открытыми задвижки неработающих аппаратов, оборудования и трубопроводов. Выключенные из схемы аппараты и трубопроводы должны быть отглушены.

Категорически запрещается устранение пропусков в резьбовых и фланцевых соединениях на работающих насосах, действующих трубопроводах и другом технологическом оборудовании без их отключения и освобождения от продуктов и газов.

Все аппараты, за исключением насосов, находятся на открытых площадках.

Заключение

В работе решены следующие задачи: подробно рассмотрен процесс гидроочистки на типовой установки Л-24/7 Сызранского НПЗ НК Роснефть производительностью на 11% выше проектной, изучены теоретические основы процесса, а так же влияние основных параметров на технологический режим. Описана и изучена технологическая схема установки в разрезе блоков установки.

В практической части работы произведен поверочный расчёт теплообменника Т-3А.

Полный расчёт реактора Р-3

В данной работе на примере установка Л24/7 были рассчитаны основные технико-экономические показатели работы установки. Был составлен материальный баланс установки. На планируемый год намечено произвести объем товарной продукции 1773913 тонн стоимость которой составит 30919123 тыс. рублей, численность работников установки 36 человек, фонд заработной платы 11738208,67 рублей, средняя заработная плата одного работника установки 326061,36 рублей. Себестоимость продукции 26438981 тыс. рублей, планируемая прибыль составит 4544325 тыс. рублей. Рентабельность производства установки составит 17 %.

Рассмотрены и проанализированы возможные неполадки и аварийные ситуации на установке. Способы их предупреждения а так же устранения.

Для обеспечения безаварийной работы установки и достижения минимального уровня взрывопожароопасности процесса, а так же для охраны почв и подземных вод от загрязнений сточными водами и для уменьшения вредных выбросов в атмосферу предусмотрены определенные мероприятий.

Информационные источники:

1.Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. — Уфа.: Гилём, 2002 г. 669 с.

2. Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. – М.: Химия, 1978. – 423с.

4. Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив. – М.: Химия, 1977.- 158 с.

5. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.- М.: Химия, 1987г. – 351 с.

6. Ластовкин Г.А. Справочник нефтепереработчика. — М., 1986. — 649 с.

7. Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа. — М.: Химия, 1977. — 424 с.

8. Гуревич И.Л. «Технология переработки нефти и газа» М. Химия 1972 г.

9. Обрядчиков С.Н. «Технология нефти» II М. Гостоптехиздат» 1952 г.

10. Смидович Е.В. «Технология переработки нефти и газа» М. Химия 1980 г.

11. Эмирджанов Р.Т. «Основы технологических расчетов в нефтепереработки» М. Химия 1965 г.

12. Технологический регламент

Читайте также: