• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2600000 тонн в год

  • Добавлен: 25.01.2023
  • Размер: 3 MB
  • Закачек: 2
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2600000 тонн в год

Состав проекта

icon
icon
icon ВВЕДЕНИЕ.docx
icon СОДЕРЖАНИЕ.docx
icon Задание.doc
icon компоновка для регламента_recover.bak
icon доклад.docx
icon 13 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.docx
icon 5.Описание ТС.docx
icon 6 Аналитический контроль .docx
icon 11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .docx
icon ЗАКЛЮЧЕНИЕ.docx
icon ПЛАКАТЫ.docx
icon РЕФЕРАТ.docx
icon 8 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС (Автосохраненный).docx
icon 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.docx
icon 7 КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА.docx
icon 10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ РЕАКТОРА.docx
icon 12 РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ ЦЕХА.docx
icon Другой вариант 11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .docx
icon 14 ЭКОНОМИКА.docx
icon 9 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС.docx
icon ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.docx
icon Титульник вариант готовый.doc
icon 3 ФИЗИКО-химические ОСНОВЫ.docx
icon Основные реакции-ПЛАКАТ.vsd
icon 4.ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВЫХ ПРОДУКТОВ.doc
icon компоновка для регламента_recover.dwg
icon СПИСОК ЛИТ.docx
icon 2. Технико-экономическое обоснование.docx
icon desktop.ini

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon ВВЕДЕНИЕ.docx

Увеличение объема производства нефтепродуктов расширение их ассортимента и улучшение качества – основные задачи поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время.
Решение этих задач в условиях когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых а за последние годы и высокопарафинистых нефтей потребовало изменения технологии переработки нефти. Так как в мире ежегодно вместе с нефтепродуктами сжигается около 4·107 т серы в пересчете на продукты сгорания это составляет примерно 8·107 т диоксида серы или 12·108 т серной кислоты это приводит к выпадению "кислотных дождей" и росту заболеваний населения. Кроме того сернистые соединения присутствующие в нефтепродуктах резко ухудшают эксплуатационные качества топлив и масел вызывают коррозию аппаратуры снижают активность антидетонаторов и антиокислительную стабильность топлива повышают склонность к смолообразованию крекинг-бензинов.
Производство топлив отвечающих современным требованиям невозможно без применения таких процессов как каталитический крекинг каталитический риформинг гидроочистка алкилирование и изомеризация а в некоторых случаях – гидрокрекинг.
В наше время много машин используют дизельное топливо. Требуется все большее и большее количество дизельного топлива. Происходит широкое вовлечение в переработку средних (дизельных) фракций нефти. А это в свою очередь невозможно без дальнейшего совершенствования процессов гидроочистки и гидрокрекинга. Эти процессы имеют особую важность для России. Ведь мы вынуждены иметь дело преимущественно с сернистыми и высокосернистыми тяжелыми сортами нефти. Гидроочистка нефтяных дистиллятов является одним из наиболее распространенных процессов особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Основной целью гидроочистки нефтяных дистиллятов является уменьшение содержания в них сернистых азотистых и металлоорганических соединений. Известно что все сераорганические соединения не выдерживают обработки под давлением водорода на катализаторах. При гидроочистке происходит разложение органических веществ содержащих серу и азот. Они реагируют с водородом циркулирующим в системе с образованием сероводорода и аммиака. Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу либо в концентрированную серную кислоту.
Промышленные процессы основаны на контактировании нефтяных дистиллятов с активными катализаторами в основном алюмокобальтмолибденовыми и алюмоникельмолибденовыми. Процесс протекает в условиях при которых 95 – 99 масс. % исходного сырья превращается в очищенный продукт (гидрогенизат). Одновременно образуется незначительное количество бензина. Катализатор периодически регенерируют. При давлении 4 - 5 МПа и температуре 380 - 420 °C содержание серы особенно в светлых нефтепродуктах можно таким образом свести до тысячных долей.

icon СОДЕРЖАНИЕ.docx

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
ВВЕДЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 8
ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР С ОБОСНОВАНИЕМ МЕТОДОВ ПРОИЗВОДСТВА. . . 10
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОВЕДЕНИЯ
РЕКОНСТРУКЦИИ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
1 Краткая характеристика продукции области её применения анализ существующих
методов производства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2 Обоснование необходимости увеличения объёмов производства. . . . . . . . . . . . . . . . 17
3 Организационно-технические мероприятия по увеличению объёмов производства и
качества данной продукции. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА ПРОИЗВОДСТВА. . . . . . . . . . . . . . . 21
ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 51
1 Цели и задачи автоматизации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . 51
2 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации . . . . . . . . . . . . . .. . . 52
3 Выбор и описание функциональной схемы автоматизации. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . 53
МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
1 Исходные данные .. . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
2 Пересчёт на часовую производительность. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
3 Расчёт материального баланса реакционной стадии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
4 Материальный баланс стадии горячей сепарации . . . . . . . . 74
5 Материальный баланс холодной сепарации . . . . . . . . . 79
6 Материальный баланс стадии стабилизации нестабильного гидрогенизата 80
7 Материальный баланс стадии дегазации дизельного топлива 84
8 Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового подукта .. 88
9 Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа . 89
10 Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ .. 92
11 Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции . 94
12 Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы . 95
13 Материальный баланс стадии отдува сероводорода от водного конденсата 98
14 Материальный баланс стадии абсорбции сухого углеводородного газа . 99
15 Материальный баланс стадии очистки сероводородсодержащего газа . 103
16 Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА . 106
17 Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим .. 107
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
1 Энергетический баланс первого реактора .. 109
2 Энергетический баланс второго реактора .. 113
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕАКТОРА 117
1 Описание устройства реактора .. 117
2 Расчёт основных технологических размеров реактора . 118
3 Механический расчёт реактора .. 123
4 Расчёт толщины изоляции стенок реактора 125
ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 128
1 Подбор теплообменника для нагрева газосырьевой смеси . . . . . . . . . . . . . . .. 128
2 Подбор насоса для подачи сырья . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136
3 Подбор ёмкости для хранения сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142
РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ ЦЕХА . . . . . . . . . . . 143
1 Исходные данные для проектирования. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . 143
2 Объемно-планировочные решения и архитектурно-конструктивные решения . . .. 145
3 Служебно-производственное здание и его устройство . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
4 Снабжение энергоресурсами . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 146
5 Расположение оборудования .. 146
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
1 Вредные и опасные производственные факторы присущие данному
производству. .. 148
2 Санитарно-гигиенические мероприятия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
3 Техника безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . .161
4 Пожарная безопасность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . .168
5 Экологичность проекта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171
6 Безопасность в условиях чрезвычайных ситуаций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
7 Заключение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
ОРГАНИЗАЦИЯ И ЭКОНОМИКА ПРОИЗВОДСТВА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 181
1 Технико-экономическое обоснование проведения реконструкции
действующего производства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181
2 Организационная часть. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
3 Экономическая часть 187
4 Составление калькуляции себестоимости продукции . 206
5 Оценка экономической эффективности инвестиций .. 208
6 Расчет основных технико-экономических показателей эффективности
проектируемых мероприятий 213
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .211

icon Задание.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. Р. Е. АЛЕКСЕЕВА
Кафедра «Технология органических веществ»
Зав. кафедрой(подпись)
по дипломному проектированию
студенту Коробкову Дмитрию Александровичу
Тема проекта Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива
с увеличением производительности до 2600000 тонн в год
(утверждена приказом по вузу от 07.03.2011 № 705 )
Срок сдачи студентом законченного проекта июня 2011г.
Исходные данные к проекту производственные и литературные
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов подлежащих разработке)
Расчетно-пояснительная записка должна быть выполнена в соответствии с методическими указаниями кафедры по выполнению дипломного проекта. Выполнить расчеты материального баланса по всем аппаратам технологической цепи энергетического баланса реактора технологический и механические расчеты реактора расчет сырьевого теплообменника насоса перекачки сырья емкости хранения сырья. Рассмотреть вопросы технологической и экологической безопасности контроля и автоматизации производства организации и экономики производства.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)
)Принципиальная технологическая схема с КИП и А для реакционного узла – 4 листа формата А2
)Чертеж общего вида реакционного аппарата с узлами – 1 лист формата А1
)Монтажный чертеж реакционного узла – 1 лист формата А1
)Планы и разрезы зданий с компоновкой оборудования – 1 лист формата А1
)Химические реакции – 1 лист формата А1
)Иллюстративные таблицы по экономике производства – 3 листа формата А1
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)
- раздел «Безопасность и экологичность проекта» - доцент Казаков С. А.
- раздел «Организация и экономика производства» - доцент Орлов А. В.
- раздел «Контроль и автоматизация процесса» - доцент Фадеев М. А.
- раздел «Процессы и аппараты» - доцент Смирнов С. И.
- раздел «Строительная часть» - доцент Жаринов И. В.
выдачи задания 7 марта 2011 года
Руководитель (подпись) Рябова Т. А.
Задание принял к исполнению 07.03.2011 г.
(Подпись студента) Коробков Д. А.
Это задание прилагается к законченному проекту и в составе пояснительной записки представляется в ГЭК.
До начала консультаций студент должен составить и утвердить у руководителя календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов).

icon доклад.docx

Тема дипломного проекта: ПРОЕКТ РЕКОНСТРУКЦИИ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ ДТ С УВЕЛИЧЕНИЕМ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ДО 2600000 ТОННГОД ПО СЫРЬЮ.
Целью гидроочистки ДТ является снижение содержания серосодержащих соединений и полиароматических углеводородов. Засчёт этого улучшаются многие показатели качества ДТ: цвет запах окислительная стабильность цетановое число а также снижаются вредные выбросы в атмосферу.
Целевым продуктом является очищенное от сернистых соединений ДТ которое используется в качестве компонента для получения товарных ДТ согласно действующих ГОСТов и ТУ.
Сырьём для установки является прямогонная дизельная фракция (180-360 °С) поступающая с установки первичной перегонки нефти. Процесс проводят в двух последовательно установленных реакторах. В первом реакторе температура поддерживается в пределах 350-377 °С и давление 417 МПа. Во 2-м реакторе температура 377-388 и давление 407 МПа. Процесс протекает на Со-Mo катализаторе (в качестве носителя используется оксид алюминия).
Принципиальная схема гидроочистки ДТ включает в себя следующие стадии: смешение сырья с ВСГ подогрев образовавшейся ГСС в теплообменнике гидроочистку на катализаторе в двух последовательно установленных реакторах отделение ГПС от ВСГ в сепараторах высокого и низкого давления стабилизацию нестабильного гидрогенизата его дегазацию и вывод с установки.
Производимое на установке ДТ соответствует стандарту Евро-5.
Увеличение производительности установки с 2500000 до 2600000 тоннгод по сырью осуществляется путём реконструкции установки. Реконструкция заключается в замене катализатора марки KF-757-15E на катализатор марки С-448. Новый катализатор позволяет увеличить производительность установки по сравнению с базовой и снизить содержание сернистых соединений в ДТ с 0013 до 0003 % масс. т.е. в 4 раза. Также исключается из схемы узел регенерации МДЭА он переносится на УПЭС. Насыщенный сероводородом раствор МДЭА направляется на УПЭС где происходит очистка раствора МДЭА от H2S т.о. обратно на установку возвращается чистый МДЭА.
В результате реконструкции: увеличилась производительность по сырью на 100 тыс. тонн в год улучшилось качество ДТ по содержанию сернистых соединений уменьшились расходы на обслуживание оборудования вследствие вывода узла регенерации из производства (4 единицы оборудования).
В данном проекте проведён расчёт материального и энергетического балансов реакторного блока гидроочистки. Технологическими расчетами а именно теплообменника для нагрева ГСС насоса подачи сырья и ёмкости для хранения сырья показано что реконструкция не требует замены вспомогательного оборудования.
Был проведен расчёт основных технико-экономических показателей: фондоотдача увеличилась на 8961 рубруб годовой объём прибыли составил 550892348 тыс. руб. рентабельность увеличилась на 062 %. Реконструкция окупит себя на первом году срок окупаемости составил 0011 года. Себестоимость единицы продукции снижается на 6978 руб.

icon 13 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.docx

13 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Целью раздела является разработка мероприятий по охране труда направленных на снижение риска производственного травматизма профессиональных и производственно обусловленных заболеваний работающих возникновения взрывов пожаров и аварийных ситуаций загрязнения окружающей среды при эксплуатации разработанного в проекте технологического процесса а также на обеспечение устойчивой работы объекта в условиях чрезвычайных ситуаций и ликвидацию их последствий. Проектом предусматриваются современные средства и методы обеспечивающие безопасное ведение технологического режима и личную гигиену труда.
1 Вредные и опасные производственные факторы присущие данному
Установка гидроочистки дизельного топлива относится к взрывопожароопасным производствам. К вредным и опасным производственным факторам присущим данной установке относятся физические химические и психофизиологические факторы. Биологические факторы при эксплуатации установки отсутствуют 910.
К числу физических факторов относятся:
) наличие приводных механизмов и вращающихся частей оборудования (движущиеся и вращающиеся части насосов компрессоров вентиляторов и вентиляционных установок) что в случае неисправности ограждающих устройств или неосторожности при работе создает опасность получения механических травм;
) использование в качестве теплоносителя водяного пара высокого давления ведение технологического процесса при повышенных температурах (до 130 0С) что при нарушении теплоизоляции трубопроводов аппаратов создает опасность термических ожогов;
) наличие большого количества силового оборудования (электродвигатели пусковые кнопки) что при эксплуатации и ремонте создает опасность поражения электрическим током;
) возможность образования зарядов статического электричества при перемещении по трубопроводам диэлектрических жидкостей что создает опасность образования искры;
) повышенный уровень рабочей зоны на высоте создаёт опасность получения механических травм;
) повышенный уровень шума и вибрации повышенная температура поверхностей оборудования.
) опасности вызванные нарушениями правил безопасности работающими при эксплуатации опасных производственных объектов (оборудования трубопроводов механизмов и агрегатов) создаёт опасность получения термических ожогов отравлений механических травм и поражения электрическим током;
) работа на высоте может привести к травмам в случае нарушения ограждений.
К химическим факторам относятся опасные и вредные производственные факторы которые подразделяются по характеру воздействия на организм человека на общетоксические (бензин углеводородный газ МДЭА дизельное топливо) и раздражающие (дизельное топливо сероводород катализатор гидроочистки МДЭА) и проникают в организм человека через органы дыхания кожные покровы и слизистые оболочки.
К психофизиологическим факторам относят опасные и вредные производственные факторы которые по характеру действия подразделяются на следующие:
а)физические перегрузки;
б)нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение перенапряжение анализаторов монотонность труда эмоциональные перегрузки).
Физические перегрузки подразделяются на:
б) динамические (динамические физические перегрузки обслуживающего и ремонтного персонала создаёт опасность получения механических травм).
Процесс гидроочистки является пожароопасным и взрывоопасным так как связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах и давлениях.
Продуктами определяющими взрывоопасность установки являются водород водородсодержащий и углеводородный газы пары углеводородов которые с кислородом воздуха образуют смеси взрывающиеся при наличии огня или искры.
Процессы на установке гидроочистки проводятся при температуре до 400С и давлении до 480 кгссм2 в среде водородсодержащего газа.
Все оборудование за исключением компрессорного и водокольцевых насосов размещено на открытой площадке.
Наиболее опасными местами на установке являются:
газовая компрессорная;
печь огневого нагрева а в самой печи – горелочный фронт трубы змеевиков и фланцевые соединения;
блоки колонн стабилизации очистки газов и регенерации амина;
постаменты и открытая насосная;
места отбора газообразных проб для лабораторных анализов;
все колодцы промканализации и оборотного водоснабжения где возможны скопления паров углеводородов и углеводородных газов.
Наиболее опасными операциями выполняемыми на установке являются:
пуск горячих насосов;
загрузка и выгрузка катализаторов;
аварийное и плановое освобождение системы.
Опасности установки гидроочистки обусловлены следующими факторами:
свойствами обращающихся в процессе веществ;
условиями технологического процесса;
особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации;
сложностью выполнения отдельных производственных операций;
нарушением правил безопасности работающими.
Потенциальная опасность установки ЛЧ-242000 связана с наличием больших масс жидких нефтепродуктов и горючих парогазовых сред при высоких температурах и давлениях.
2 Санитарно-гигиенические мероприятия
2.1 Токсические свойства обращающихся в производстве веществ. Меры и средства обеспечивающие безопасную работу.
Таблица 13.1 – Характеристика токсических свойств сырья полупродуктов готового продукта и отходов производства
Свойства и характеристики
Агрегатное состояние
Плотность паров и газов по воздуху
Класс опасности вещества
Предельно-допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны мгм3
Нефтепродукты и реагенты применяемые на установке при несоблюдении определенных профилактических мероприятий могут оказывать вредное действие на здоровье человека. Отравление токсическими веществами невозможно если их содержание в воздухе не превышает предельно допустимую концентрацию – ПДК.
Действие вредных веществ на организм человека и меры оказания первой помощи 51314.
Бензин – слабый наркотик вдыхание больших количеств паров бензина вызывает острое отравление приводящее к потере сознания и даже смерти. Длительный контакт может вызвать хронические дерматиты. Концентрация паров равная 30-40 гм3 опасна при вдыхании в течение нескольких минут. При меньших концентрациях отравление происходит не сразу: появляется головная боль головокружение учащенное сердцебиение слабость состояние опьянения и потеря сознания. Местное действие проявляется в раздражении кожи слизистых оболочек.
При отравлении парами бензина пострадавшего необходимо немедленно удалить из загазованной зоны вызвать скорую помощь при необходимости сделать искусственное дыхание согреть пострадавшего. При попадании бензина на слизистую оболочку глаз промыть их обильным количеством воды.
Сероводород – это бесцветный горючий взрывоопасный и ядовитый газ с ярко
выраженным запахом «тухлых яиц» тяжелее воздуха. Значительный запах отмечается начиная с концентрации 0004 мгл. При вдыхании воздуха содержащего 1 мгл H2S и выше отравление может развиваться мгновенно: потеря сознания сопровождается быстрой смертью от остановки дыхания. При концентрации 07 мгл 15-20 минутное вдыхание вызывает раздражение глаз насморк тошноту рвоту колики одышку обморочное состояние или состояние возбуждения с помрачением сознания. Более длительное воздействие может привести к отеку легких. При концентрации 02 - 03 мгл наблюдается жжение в глазах светобоязнь металлический вкус во рту усталость головная боль.
Первая помощь при отравлении H2S – свежий воздух искусственное дыхание вдыхание кислорода.
Метилдиэтаноламин – маслянистая прозрачная гигроскопическая жидкость со специфическим запахом хорошо растворима в воде этиловом спирте. Вещество мало летучее обладает слабыми щелочными свойствами не образует взрывоопасных смесей. При попадании на слизистую оболочку глаз приводит к воспалению и ожогу роговицы.
Первая помощь при попадании метилдиэтаноламина на слизистую оболочку глаз промыть их обильным количеством воды.
Катализаторы гидроочистки относятся к токсичным продуктам оказывают вредное воздействие на организм человека в виде пыли. Пыль носителя катализатора – оксида алюминия – воздействуют на легкие: вызывает алюминоз легких утомляемость одышку кашель.
Для обеспечения безопасности при эксплуатации обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными средствами защиты 15:
костюм из хлопчатобумажной ткани нательное белье костюм на утепляющей подкладке;
ботинки кожаные резиновые сапоги сапоги валенные;
рукавицы из хлопчатобумажной ткани;
противопылевые респираторы ШБ-1 «Лепесток»;
касками и фильтрующими противогазами марки БКФ.
В операторной находятся очки для защиты глаз при работе с агрессивными жидкостями защитные очки со светофильтром резиновые перчатки резиновый фартук шланговые противогазы 5.
Операторы во время шуровки печей П-12 обязаны носить защитные очки со светофильтром. Операторы и машинисты во время подачи слива перекачки отбора проб дренировании насосов обязаны работать в защитных герметичных очках и рукавицах. При обходе осмотре оборудования необходимо иметь при себе фильтрующий противогаз. При производстве газоопасных работ на установке пользуются фильтрующими или шланговыми противогазами.
Фильтрующие противогазы применяются в случае если концентрация паров и газов выше ПДК но не превышает 05 % (об.) при содержании кислорода в воздухе не ниже 18 % (при температуре от минус 30 °С до плюс 50 °С).
Противогаз с коробкой марки БКФ защитного цвета с белой вертикальной полосой и аэрозольным фильтром защищает от паров органических веществ (бензина керосина ацетона бензола и др.) кислых газов пыли дыма и тумана. Время защитного действия 120 минут.
Шланговые противогазы применяются в случае производства работ 5:
во всех углублениях и колодцах приямках траншеях глубина которых более 12 м;
при чистке аппаратов от грязи и отложений;
в аппаратах в помещениях и на аппаратном дворе при разгерметизации оборудования где содержание вредных паров и газов выше 05 % и кислорода в воздухе менее 18 %.
Во время работ связанных с выделением пыли при перегрузке катализаторов пользуются респираторами.
В зависимости от характера производства и мощности выбирается класс промышленного предприятия: класс I ширина санитарно - защитной зоны не менее 1000 м 17.
Методы контроля наличия вредных веществ в воздухе рабочей зоны 518:
Для постоянного контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ на установке в помещениях газовой компрессорной (бензин сероводород углеводородный газ водород) насосных сырья (углеводороды) и орошения (метилдиэтаноламин углеводороды) установлены газовые анализаторы с сигнализацией (световой и звуковой) выведенной на щит в операторной и имеющей прямую связь с диспетчерским пунктом ВГСО. На установке предусмотрено аварийное отключение оборудования из помещения операторной. Аварийное опорожнение осуществляется в резервуары некондиционного продукта товарно-сырьевого производства.
Кроме того осуществляется лабораторный контроль за состоянием воздушной среды в производственных помещениях установки службой ВГСО согласно утвержденному графику. Контроль за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ на наружной территории установки (оксид углерода диоксид серы диоксид азота углеводороды сероводород) осуществляют представители ВГСО согласно графику но не реже 1 раза в 10 дней. В зависимости от класса анализируемого соединения его агрегатного состояния и концентрации применяют различные методы анализа: газохроматографические спектрофотометрический и более чувствительный – атомно-адсорбционную спектрофотометрию.
Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий во всех закрытых помещениях предусмотрена общеобменная постоянно действующая механическая приточная и вытяжная вентиляции. Воздухозабор производится из зон наименьшей загазованности. Приточный воздух подается рассредоточено в рабочую зону. Удаление воздуха производится из зон с наибольшей загазованностью. Производственные помещения установки оснащены вентиляцией создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды соответствующей требованиям санитарных норм 19-21.
Расчет количества выделений вредных и токсичных веществ производим для газовой компрессорной. В ней установлены два компрессора которые сжимают водородсодержащий газ (один рабочих и один резервный). Расчет ведём на основании величины коэффициента негерметичности и параметров среды внутри аппаратов производим по формуле 19:
где G – скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны кгч;
– коэффициент учитывающий ухудшение герметичности оборудования при
его эксплуатации (принимается в пределах 15-2);
m – коэффициент негерметичности ч–1;
р – давление в аппарате МПа;
V – объем компрессора м3;
D – плотность паров или газов по воздуху;
Т – абсолютная температура К.
G = 937 15 001 46 05 = 0042 кгч
Так как ВСГ содержит 00015 % (масс.) Н2S то количество H2S выделяющееся в воздух рабочей зоны будет равно
= 0042 00015 100 = 63 10–7 кгч
Расчет кратности воздухообмена.
)Объем вентиляционного помещения (газовая компрессорная) – 900 м3;
)Скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны кгч: H2S – 6310–7 кгч;
)Предельно допустимая концентрация H2S – 3 мгм3; 12
)Содержание вредных веществ в подаваемом воздухе – 0.
Расчет общеобменной вентиляции производим по формуле:
W = G 106 (Cпдк – C0) (13.2)
где W – производительность вентиляционной установки м3ч;
G – скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны кгч;
Спдк – предельно допустимая концентрация вредных веществ в воздух рабочей
С0 – концентрация вредных веществ в подаваемом воздухе мгм3
W = 63 10–7 106 (3 – 0) = 021 м3ч
Кратность воздухообмена для общеобменной вентиляции рассчитываем по формуле:
где К – кратность вентиляции ч–1;
V – объем помещения м3
К = 021 900 = 23 10–4 ч–1
Принимаем кратность воздухообмена К = 3 ч–1 16
Расчёт производительности вентиляционной установки в данном случае стоит производить не для удаления вредных веществ из воздуха рабочей зоны а для взрывоопасного ВСГ.
Кратность воздухообмена для аварийной вентиляции принимаем равной 8 ч–1 20.
2.2 Микроклимат производственных помещений
Тепловыделение в помещении компрессорной рассчитываем по формуле:
Q = 36 α F (tн.с. – tв) V (13.4)
Q – скорость тепловыделений кДж(ч м3);
α – коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху Вт(м2 0С);
F – площадь поверхности компрессора м2;
tн.с. – температура наружной стенки аппарата и воздуха 0С;
tв – температура воздуха 0С;
V – объём помещения м3.
Определяем коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху по формуле:
α = 93 + 0058 tн.c. 22 (13.5)
где α – коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху Вт(м2 0С);
tн. c. – температура наружной стенки аппарата и воздуха 0С;
α = 93 + 0058 80 = 1394 Вт(м2 °С)
Q = 36 1394 2 (80 – 25) 900 = 613 кДж(ч м3)
В производственных помещениях влаговыделения в значительных количествах отсутствуют 521. Расчет количества влаговыделений не производим.
Категория работ на установке относится к средней тяжести IIа – работы с интенсивностью энергозатрат 151 - 200 ккалч (175 - 232 Вт) связанные с постоянной ходьбой перемещением мелких (до 1 кг) изделий или предметов в положении стоя или сидя и требующие определенного физического напряжения 23.
Различают оптимальные и допустимые параметры метрологических условий воздуха рабочей зоны для теплого и холодно периодов года. Оптимальные и допустимые значения показателей микроклимата для категории работ IIа приведены в таблицах 13.2 13.3 23.
Таблица 13.2 - Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений 23
Категории работ по уровню энергозатрат Вт
Температура воздуха °С
Температура поверхностей °С
Относительная влажность %
Скорость движения воздуха мс
Таблица 13.3 - Допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений 23
Категория работ по уровню энергозатрат
диапазон ниже оптимальных величин
диапазон выше оптимальных величин
для диапазона температур воздуха ниже оптимальных величин
для диапазона температур воздуха выше оптимальных величин
Так как в помещении находятся вещества способные образовывать взрывоопасные смеси то помещение имеет воздушное отопление. Воздух предварительно подогревается в калорифере теплофикационной водой с температурой Т = 90-95°С 521.
2.3 Характеристика производственного шума и вибрации
В проектируемом производственном процессе источниками шума и вибрации являются насосы компрессоры вентиляторы вентиляционные установки а также технологические печи.
Для исключения вредных воздействий шума и вибрации на работающих операторная отделена от других производственных помещений капитальными кирпичными стенами с шумоизолирующими дверями. В помещении компрессорной предусмотрено специальное звукоизолирующее помещение в котором находятся машинисты между периодическими обходами оборудования. Защита помещений от шума создаваемого работой вентиляционного оборудования обеспечивается установкой вентиляторов на виброизолирующих основаниях соединением вентиляторов с воздуховодами гибкими вставками.
Для защиты оборудования и обслуживающего персонала от вибрации создаваемой компрессором производится установка компрессора и прочего тяжёлого оборудования на специальный фундамент. Фундамент делают заглублённым и изолируют со всех сторон демпфирующими вибрацию материалами (асбест войлок). Также предусматривается установка на компрессорное и насосное оборудование защитных кожухов облицованных изнутри звукопоглощающим материалом. Для защиты от вибрации передаваемой человеку через ноги (машинист компрессорной) рекомендуется носить обувь на войлочной или толстой резиновой подошве.
При обслуживании оборудования для индивидуальной защиты от шума необходимо использовать «беруши» шумоизолирующие наушники 2425.
2.4 Освещение производственных помещений
Рациональное освещение помещений и рабочих мест один из важнейших элементов благоприятных условий труда. При правильном освещении повышается производительность труда улучшаются условия безопасности снижается утомляемость.
В производственных помещениях могут быть предусмотрены следующие виды освещения: естественное искусственное совмещенное 26.
Естественное освещение является наиболее гигиеничным и предусматривает как правило постоянную работу людей в помещении. Если по условиям зрительной работы оно оказывается недостаточным то используется совмещенное освещение.
Искусственное освещение предусмотрено в помещения в которых не хватает естественного света. Искусственное освещение может быть рабочее аварийное – освещение безопасности и эвакуационное охранное и дежурное. В операторной используется искусственное освещение.
В операторной разряд зрительных работ – подразряд – б 26.
Нормированная освещенность для работающих составляет 26:
)Порядок рабочего освещения нормируется от разряда и подразряда зрительных работ. Разряд и подразряд зрительных работ насосной – VIII в.
Нормированная минимальная освещенность рабочего освещения Еn = 300 лк.
)при аварийном освещении не менее 2 лк;
)освещенность на путях эвакуации людей из помещений при аварийном освещении не менее 05 лк.
)Освещение безопасности должно создавать на рабочих поверхностях наименьшую освещенность в размере 5% от рабочего но не менее 2 лк внутри помещения и 1 лк на территории установки.
Расчет искусственного освещения для помещения операторной.
Источником освещения являются лампы накаливания разрядные лампы галогенные лампы и лампы дуговые люминесцентные высокого давления.
Для освещения производственного помещения используется тип светильника ЛД 27. Расчет искусственного освещения и подбор ламп необходимых для обеспечения нормируемой освещенности в помещении операторной 28-30.
Индекс освещения помещения определяем по формуле:
I = А Б Нр (А+Б) (13.6)
где А – длина помещения м (А = 8 м);
Б – ширина помещения м (Б =8 м);
Нр – высота подвеса светильников м (принимаем Нр = 3 м).
Коэффициент отражения принимаем соответственно 50:30:10 (потолок стены пол) 29.
В соответствии с индексом освещения помещения и коэффициентом отражения определяем коэффициент использования светового потока u = 046 29.
Расстояние между рядами светильников принимаем из соотношения Hp L = 11 для ламп ЛД где Hp – высота подвески светильника м (Нр = 3м)
При ширине помещения 8 м принятом числе рядов светильников m = 3 расстояние от стены до ряда светильников составляет 07 м.
Определяем световой поток лампы F в светильниках с люминесцентными лампами.
где En – нормированная минимальная освещенность лк Еn = 300 лк;
S – площадь освещаемого помещения м2 S = 64 м2;
Z – поправочный коэффициент светильника (для люминесцентных ламп Z =11);
K – коэффициент запаса К = 15;
m – число рядов m = 3;
n1 – число ламп в светильнике (n1 = 2 принимаем);
n2 – число светильников в ряду (n2 = 6 принимаем);
u – коэффициент использования (зависит от типа светильника индекса помещения коэффициента отражения) u = 046.
По полученному световому потоку выбираем лампы со световым потоком 2000 лк.
Отклонение светового потока 43 % что укладывается в допустимые отклонения (10-20%). 30
3 Техника безопасности
3.1 Электробезопасность. Защита от статического электричества. Молниезащита
В производственном процессе гидроочистки дизельного топлива применяется оборудование напряжением 6 кВ и 380 В. Для освещения применяется напряжение 220 В.
В соответствии с требованиями ПУЭ производственные помещения относятся к помещениям с повышенной опасностью поражения людей электрическим током. Условие создающее повышенную опасность: токопроводящие полы (железобетонные) 527.
Для защиты работающих от поражения электрическим током существуют организационные и технические мероприятия 52733.
К техническим относятся: применение токов безопасного напряжения изоляция токоведущих частей и проводов ограждение доступных токоведущих частей и защитное заземление и зануление защитное отключение и блокировка выравнивание потенциалов.
К организационным методом защиты относятся: использование инструмента с изолированными рукоятками диэлектрические подставки коврики обучение и проверка знаний персонала медосмотр.
На установке перерабатываются и транспортируются вещества с удельным объемным электрическим сопротивлением выше 105 Ом м способные накапливать заряды статического электричества 34 .
В соответствии с требованиями «Правил защиты от статического электричества в производствах химической нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» для защиты от накопления зарядов статического электричества все металлические технологические аппараты оборудование и трубопроводы содержащие взрывоопасные смеси а также воздуховоды вентиляционных устройств присоединены к общему заземляющему устройству. Металлические кожуха изоляций должны иметь непрерывную металлическую связь (между фланцевыми соединениями и т.д.). Для определения состояния заземляющих устройств периодически производится измерение сопротивления заземляющего устройства. Защитное заземление должно обеспечивать защиту людей от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим токоведущим частям которые могут оказаться под напряжением в результате электрического замыкания на корпус. Скорости транспортировки жидкостей по трубопроводам и истечение их в аппараты резервуары цистерны должны быть менее 05 мс чтобы не допускать их разбрызгивание распыление или бурного перемешивания. Налив жидкостей свободнопадающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна приемного сосуда не должно превышать 200 мм а если это невозможно то струя должна быть направлена вдоль стенки. Жидкость должна поступать в резервуар ниже уровня находящегося в них остатка жидкости. Ручной отбор жидкостей из резервуаров и емкостей а также измерения уровня с помощью различного рода мерных линеек через люки допускается только после прекращения движения жидкостей когда они находятся в спокойном состоянии 34.
Согласно требованиям ПУЭ сопротивление защитного заземления в любое время года не должно превышать 4 Ом на установках напряжением до 1000 В.
На проектируемой установке для защиты от поражения электрическим током заземление выполнено в виде металлических стержней диаметром 12 мм заглубленных в грунт на глубину 5 м. Для связи вертикальных заземлителей используют горизонтальные заземлители: полосовая сталь сечением 40:4 мм в траншее на глубине 07 м 27.
Технологическое и транспортное оборудование (аппараты емкости машины коммуникации и пр.) изготовлены из материалов имеющих удельное объемное электрическое сопротивление не выше 105 ом · м. Категория устройства молниезащиты – II. Т.о. в здании имеются помещения со взрывоопасными зонами В-1а В-1г. Такие здания защищаются от прямого удара молний заноса повышенных потенциалов электростатического и электромагнитной индукции по всей территории страны при среднегодовой продолжительности гроз более 10 часов в год. Тип молниеприемника – стержневой отдельностоящий 35. Защита от заноса высокого потенциала в помещении с взрывоопасной зоной по внешним коммуникациям осуществляется заземлением трубопроводов на вводе в здание и на ближайшей к вводу опоре.
Защита производственных зданий сооружений трубопроводов и аппаратов от прямых ударов и вторичных воздействий молний выполнена в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» 35.
Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации представлена в табл.13.4.
Таблица 13.4 – Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации
Наименование стадии технологической операции оборудования и транспортных устройств на которых ведется обработка или перемещение веществ-диэлектриков способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов
Перечень веществ-диэлектриков способных в данном оборудовании или транспортном устройстве подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов
Основные технические мероприятия по защите от статического электричества и вторичных проявлений молнии
наименование веществ
удельное объемное электрическое сопротивление ом·м
Перемещение нефтепродуктов по аппаратам и трубопроводам насосами и компрессорами
Защитное заземление ограничение скорости транспортирования до
Водородосодер-жащий газ
3.2 Безопасность технологического процесса
В системе установки обращается большое количество УВГ ВСГ Н2S способные образовывать взрывоопасные смеси.
Процесс проводится при высоких температурах и давлении.
Условия проведения процесса наличие опасных и вредных факторов предусматривают разработку мероприятий обеспечивающих безопасное ведение технологического процесса: 5
технологический процесс должен проводиться в пределах параметров заданных технологической картой;
необходимо поддерживать нормальные уровни в аппаратах: К-1 К-2 К-3 К-7 С-201 С-202 С-203;
не допускать наличия уровня конденсата в приемных сепараторах К-5 К-6 во избежание попадания его в приемный трубопровод компрессоров ПК-12;
плавно производить изменение температурного режима печей П-12 и расхода газосырьевых потоков реакторного блока.
Резкие колебания температур и давлений могут вызвать температурные деформации фланцевых соединений влекущие за собой пропуски горячих нефтепродуктов в атмосферу и их самовоспламенение. Резкие колебания расхода сырья гидрогенизата ВСГ в тройники смешения блоков могут повлечь за собой подрыв предохранительных клапанов;
во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением в аппаратах. Показания контрольно-измерительных приборов находящихся на щите в операторной должны периодически (не реже одного раза в смену) проверяться дублирующими приборами установленными непосредственно на аппаратах;
повышенная опасность работы оборудования на установке связана с возможностью возникновения водородной коррозии в аппаратах и трубопроводах. Водородная коррозия не обнаруживается при обычном визуальном осмотре. Проникая в сталь водород может вызвать её обезуглероживание по реакции:
Образующаяся молекула имея размеры во много раз больше молекулы водорода не может выделяться обратно из металла а накопление метана в металле вызывает высокие напряжения и снижает пластичность и прочность металла. Водородная коррозия в углеродистых сталях начинается при 260 °С.
Для предотвращения водородной коррозии необходимо строго соблюдать режимные показатели;
постоянный качественный аналитический контроль процесса;
бесперебойное снабжение установки сырьем электроэнергией паром водой;
систематический контроль за механическим состоянием трубопроводов аппаратов запорной арматуры фланцевых соединений своевременное устранение выявленных дефектов;
строгое соблюдение инструкций и правил по эксплуатации сосудов работающих под давлением насосов.
содержание территории и рабочих мест в чистоте и порядке.
автоматизация процессов надежная и безопасная работа контрольно-измерительных приборов схем сигнализации и блокировок.
На установке предусмотрено аварийное отключение оборудования из помещения операторной. Аварийное опорожнение осуществляется в резервуары некондиционного продукта товарно-сырьевого производства.
Аварийное питание пульта управления осуществляется от двух аккумуляторных батарей ёмкости каждой достаточно на 30 минут работы 52037.
3.3 Безопасность технологического оборудования
Для обеспечения безопасной эксплуатации технологического оборудования на установке предусмотрены 5:
автоматическое регулирование рабочей температуры на входе в реактора Р-200 201 не допускающее серьезных отклонений в режиме их эксплуатации;
– защита от разрывов аппаратов работающих под давлением предохранительными клапанами;
–компенсаторы на технологических трубопроводах для обеспечения сохранения их герметичности при колебаниях температуры перекачиваемых продуктов.
Процесс гидроочистки проводят в реакторах с аксиальным вводом сырья. Корпус изготовлен из углеродистой стали 12 ХМ-3 футеровка выполнена из жаропрочного торкрет - бетона. Все материальное исполнение деталей внутренних устройств реактора из стали 08Х18Н10Т.
Техническая характеристика реактора 5.
Способ изготовления - сварной
Давление расчётное - 417 кгсм2
– Температура расчётная - до 420 °С
Температура стенки - до 320 °С
Рабочие параметры среды.
Давление - 35 - 45 кгссм2
Температура - 350 - 400 °С
Скорость коррозии - до 01 ммгод
Давление пробное при гидроиспытании – 60 кгссм2 (в вертикальном положении) и 615 кгссм2 (в горизонтальном положении).
Т.к. реактор работает под избыточным давлением свыше 70 кПа (07 кгссм2) он подлежит регистрации в органах Ростехнадзора России. Наружный и внутренний осмотр проводится один раз в двенадцать месяцев и один раз в восемь лет гидравлическое испытание.
Согласно требований «Правил эксплуатации сосудов работающих под давлением» реактора регистрируются в службе ОТНиК предприятия и имеет следующие сроки технического освидетельствования: внешний осмотр ежевахтно пневматическое испытание 1 раз в 8 лет. Давление при пневматическом испытании равно рабочему давлению 2038.
Температуру поверхности реактора (наружной) регистрируют прибором получающим импульсы от 10-ти термопар на каждом из 2-х реакторов. Температуру на входе газо-сырьевой смеси регулируют приборами (автоматическое регулирование) не допуская серьезных отклонений в режиме их эксплуатации 520.
Реакторы работающие под давлением для защиты от разрывов аппарата снабжены предохранительными клапанами. Примечание: в связи с высокой температурой в реакторе – до 420 °С. ППК установлены на приемном и выкидном сепараторе циркулирующих компрессоров объединенных с реакторным блоком в единую технологическую схему без запорной арматуры между реакторами и сепараторами 2038.
Нормальная остановка установки вызвана необходимостью проведения пересыпки катализатора и планово-предупредительных ремонтов. Периодичность перезагрузки катализатора и ремонтов совмещается и составляет 1 раз в 3 года
Последовательность операций при остановке.
Температура на входе реакторов снижается до 300 °С со скоростью 20-25 °С с одновременным снижением расхода сырья до 120 м3ч.
При 250 °С прекращается подача сырья на блок гидроочистки циркуляция ВСГ ведется на максимально возможном уровне.
При 230 °С тушат печи П-12 при снижении температуры до 100 °С останавливают циркулирующие компрессоры. Давление газа сбрасывается на факел затем на свечу жидкие нефтепродукты дренируются в нулевую емкость.
Проводится промывка системы азотом до содержания горячих углеводородов не более 05 % (об.).
Перезагрузка катализатора проводится в последовательном сочетании стадий:
А) остановка установки.
Б) перезагрузка катализатора.
При наборе давления в системе реакторного блока давление поднимают плавно во избежание гидравлических ударов и нарушения герметичности системы. Резкий подъем давления в реакторах может привести к нарушению прочностных характеристик торкрет-бетонной футеровки и герметичности защитных кожухов реактора.
Перед пуском оборудование продувается азотом и производится испытание оборудования на герметичность. После чего система заполняется ВСГ зашуровывается печь и начинается подъем температуры со скоростью 20-25 °С в час. При 320 °С на блок риформинга принимается гидрогенизат температура плавно повышается до рабочей (380-400 °С) 520
Опасные зоны реакторов является не посредственно наружные стенки реакторов т.к. температура стенки реактора гидроочистки приблизительно равна 200 °С и возможно собой получить ожог при обслуживании оборудования. Соответственно реактора оборудуются оградительными экранами 53940.
4 Пожарная безопасность
Свойства веществ обращающихся в технологическом процессе обусловливающие его пожарную и взрывную опасность сводим в таблицу 13.5.
Таблица 13.5 - Свойства веществ обращающихся в технологическом процессе обуславливающие его пожарную и взрывную опасность
Наименование параметра
Пределы воспламенения
- концентрационные % (об.)
Категория взрывоопасной смеси
Группа взрывоопасной смеси
Производственные помещения делятся на категории. К помещениям категории «А» (компрессорная) относятся помещения в которых находящиеся горючие газы ЛВЖ с температурой вспышки не более 28 °С могут образовывать взрывоопасные парогазообразные смеси с избыточным давлением взрыва превышающим 5 КПа. Операторная относится к категории «Д» – помещения в которых находятся негорючие вещества и материалы в холодном состоянии 4344.
В помещениях категории «А» предусматриваются наружные легкосбрасываемые конструкции. В качестве легко-сбрасываемых конструкций используют остекление окон и фонарей.
При недостаточной площади остекления допускается в качестве легкосбрасываемых конструкций использовать конструкции покрытий из стальных алюминиевых и асбестовых листов.
Классы зон по взрывоопасности
Компрессорная насосная сырья и насосная орошения относится ко 2-му классу – зоны расположенные в помещениях в которых при нормальном режиме работы оборудования взрывоопасные смеси горючих газов или паров легковоспламеняющихся жидкостей с воздухом не образуются а возможны только в результате аварии или повреждения технологического оборудования 2744. В процессе используется электрооборудование во взрывозащитном исполнении маркировки lExd ПВТ4 45.
Производственные здания установки относятся к III степени огнестойкости с пределом огнестойкости 15 мин. и выполняют из несгораемых материалов а рамы и двери – из сгораемых 46.
По СНиП здания данного производства должны иметь этажность не более двух. Число эвакуационных выходов должно быть не менее двух с расстоянием от наиболее удаленного рабочего места не более 35 м 40.
Характеристика строительных материалов стен и перекрытий для здания представлены в таблице 13.6
Таблица 13.6 – Предел огнестойкости строительных конструкций
огнестойкости здания
Предел огнестойкости строительных конструкций не менее
Несущие элементы здания
Наружные несущие стены
Элементы бесчердачных покрытий
том числе с утеплите-
Марши и площадки лест-
Ручные пожарные извещатели устанавливаются как внутри так и с наружи здания на высоте 15 м от пола или земли. Расстояние между извещателями внутри здания не более 50 м вне здания не более 150 м 46.
Противопожарная защита установки обеспечивается 5:
оперативной связью с противопожарными службами;
системой автоматических и ручных пожарных извещателей установленных в пяти местах на аппаратном дворе установки сигнализацией о пожаре в насосной сырья с выводом сигнала в операторную и ПЧ. При срабатывании сигнализации отключается система вентиляции;
стационарными системами пожаротушения к которым относятся 48:
)Трубы для подачи воды на блоки колонн.
)Система пенотушения в насосных сырья.
)Система объемного паротушения в насосных сырья стабилизации паротушения печей паровая завеса печей П-12.
)Вода пожарная в газовой компрессорной. Вода подается к очагу загорания через рукава с брандспойтами.
)Система колец орошения на колоннах К-12345.
)Система паротушения на аппаратном дворе с разводкой для присоединения паровых пожарных шлангов.
Для ликвидации небольших загораний или в начальной стадии пожара применяются первичные средства тушения пожаров.
К первичным средствам пожаротушения относятся:
Огнетушители пенные углекислотные и порошковые.
Пенные огнетушители типа ОХП и ОПВ применяются при тушении жидких и твердых материалов. Пенными огнетушителями не разрешается пользоваться при тушении электрооборудования так как водно-пенный раствор является проводником электрического тока.
Углекислотные огнетушители типа ОУ-2 ОУ-5 и порошковые типа ОП-2 предназначены для тушения различных веществ и электрооборудования находящегося под напряжением до 1000 В.
Пожарный песок (хранится в ящиках оснащенных носилками и лопатами или совком).
Кошма или асбестовое одеяло.
На установке в большом количестве перерабатываются и получаются продукты которые способны воспламеняться взрываться самовоспламеняться гореть 47-49.
5 Экологичность проекта
На основании данных материального баланса рассчитанного для всех стадий технологического процесса в основной части проекта выявлены источники загрязняющие окружающую среду вредными веществами их качественный и количественный состав.
К отходам производства относятся 5:
Дымовые газы выбросы вентиляционных систем и неорганизованные выбросы «аппаратный двор».
Промышленные стоки горячая вода.
Отработанный катализатор гидроочистки.
Данные о количествах вредных веществ выделяющихся в атмосферу на различных стадиях процесса в сточных водах и твердых отходов приведены в таблицах 13.7-13.9.
Таблица 13.7 – Количества вредных веществ выделяющихся в атмосферу на различных стадиях процесса
Качественный состав
Масса выбрасываемых веществ на 1 т продукта
Выбросы вентиляционных систем
Таблица 13.8 – Количества вредных веществ в сточных водах
Качественный состав выброса
Содержание нефтепродуктов
Таблица 13.9 – Количества твердых отходов на различных стадиях процесса
Катализатор гидроочистки
Токсикологические параметры вредных веществ представлены в таблице 13.10
Таблица 13.10 – Токсикологические параметры вредных веществ 55051
где – временная допустимая концентрация вещества в атмосферном воздухе мгм3;
– пороговая концентрация вредного вещества вызывающая ощущение запаха мгм3;
ЛК50 – летальная концентрация вредных веществ в воздухе вызывающая гибель 50 % подопытных животных мгл;
– предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны мгм3 [50];
- предельно допустимая концентрация вредного вещества в водоеме мгл [51].
Аналогичным образом рассчитаем ЛК50 для других вредных веществ.
5.1 Мероприятия по защите атмосферного воздуха
Через неплотности технологического оборудования работающего под давлением возможны утечки нефтепродуктов и сероводорода.
С целью уменьшения неорганизованных выбросов вредных веществ в атмосферу связанных с неплотностями аппаратуры арматуры фланцевых соединений уплотнений дренажей и т.п. предусмотрены следующие мероприятия:
весь технологический процесс осуществляется в герметичной аппаратуре;
выбор запорно-регулирующей арматуры и технологического оборудования соответствует рабочим параметрам и коррозионной активности среды;
предусмотрена автоматизация технологических процессов предупреждающая возникновение аварийных ситуаций;
сбросы от предохранительных клапанов углеводородных газов и паров содержащих в своем составе сероводород менее 8%(об.) осуществляются в закрытую факельную систему (через факельную емкость Е-206);
сбросы от предохранительных клапанов газов и паров содержащих в своем составе сероводород более 8%(об.) осуществляются в закрытую специальную факельную систему (через факельную емкость Е-214);
постоянные сбросы газов и паров на факел и в атмосферу отсутствуют;
освобождение системы от газообразных продуктов содержащих в своем составе сероводород менее 8%(об.) при сбросе давления осуществляется в закрытую факельную систему (через факельную емкость Е-206);
аварийное освобождение систем установки производится в аварийно-дренажную емкость Е-252 с последующим охлаждением продуктов в этой емкости и откачкой по линии некондиции в парк насосом Н-252;
освобождение системы от газообразных продуктов содержащих в своем составе сероводород более 8%(об.) при сбросе давления осуществляется в закрытую специальную факельную систему (через факельную емкость Е-214);
использование герметичных насосов и насосов с двойными торцевыми уплотнениями;
дренирование аппаратов перед остановкой на ремонт производится в аварийно-дренажную емкость Е-252;
рассеивание вредных веществ образующихся в результате сгорания топлива в печи П-20112 производится через дымовую трубу;
очищенные углеводородные газы собственной выработки используются на отопление печи П-20112.
Предусмотренные вышеперечисленные мероприятия позволяют обеспечить минимальные выбросы вредных веществ в атмосферу от возможных источников установки.
Коэффициент экологической опасности по загрязнению атмосферного воздуха находится по формуле:
где Кэк.оп. – коэффициент экологической опасности по загрязнению атмосферного воздуха м3кг;
ВДКа.в.i. – временно допустимая концентрация i-го вредного вещества в атмос-ферном воздухе мгм3.
Кэк.оп. = 0001 = 079 м3кг
5.2 Мероприятия по защите водного бассейна
Мероприятия по защите водного бассейна: с целью предотвращения загрязнения водоемов на производстве применяется оборотное водоснабжение сточные воды поступают в промышленную канализацию и проходят ряд очистных сооружений (нефтеловушки механическую и биологическую очистку воды) контроль за качеством оборотной воды осуществляет центральная заводская лаборатория 5.
Установка гидроочистки дизельного топлива приведена к правилам промышленной и экологической безопасности значительно сокращено оборотное водоснабжение разработана программа реализация которой позволит полностью отказаться от использования оборотной воды заменив водяные холодильники на аппараты воздушного охлаждения а охлаждение динамического оборудования перевести на автономную систему охлаждения. В результате образование стоков сокращается в несколько раз потребление свежей воды исключается.
Для отвода промышленных стоков образующихся в результате мытья полов в помещениях охлаждения сальников и подшипников насосов атмосферных осадков существует система промышленной канализации сообщающаяся с заводской системой канализации.
Коэффициент экологической опасности по воздействию на водную среду находится по формуле:
Кэк.оп. = 0001 ПДКв.i. (13.11)
где Кэк.оп. – коэффициент экологической опасности по загрязнению водоёма м3кг;
ПДКавi – предельно допустимая концентрация i-гo вредного вещества в водоёме гл.
Кэк.оп. = 0001 = 8 10–8 м3кг
5.3 Утилизация твердых отходов
Отработанный катализатор гидроочистки вывозится на утилизацию. Демонтируемое оборудование тара из под смазки для динамического оборудования вывозится на специализированную площадку для складирования металлолома 5.
6 Безопасность в условиях чрезвычайной ситуации
6.1 Характеристика проектируемого производства с точки зрения безопасности в условиях чрезвычайных ситуаций
На территории установки имеются емкости с ЛВЖ при разрушении которых могут возникнуть пожары взрывы загазованность. Количество работающих в смене – 6 человек на работах местах по отделениям либо в операторной.
Энергосети и коммуникации по территории производства проложены по эстакадам. При необходимости (по сигналу ГО) имеется дистанционное отключение всего основного оборудования. Имеются защитные сооружения и водозаборы на подземных источниках воды надежная система управления производством система освещения связь с районом рассредоточения персонала возможность пополнения рабочей силы.
Для обеспечения бесперебойной работы в условиях ЧС в производстве имеются надежные запасы сырья реагентов вспомогательных материалов решены вопросы по хранению продукции.
В случаях поражения или разрушений для обеспечения строительных монтажных и ремонтных работ на предприятии имеются строительно-монтажная и проектная документация строительные и ремонтные подразделения 552.
6.2 Организация оповещения работающих об угрозе возникновения
чрезвычайных ситуаций
С целью снижения потерь работающих и для своевременного оповещения персонала установки об угрозе ЧС предусмотрена передача сигналов ГО по радиотрансляционной сети расположенной в операторной. Средства для подачи звуковых сигналов (сирены) расположены на крыше административно-бытового здания 552.
6.3 Действия персонала цеха по сигналам гражданской обороны
По сигналам гражданской обороны предусмотрено прекращение работы.
Производится освобождение аппаратов от жидкой фазы а давление сбрасывается на факел. Для непрерывных технологических процессов предусмотрены индивидуальные убежища для дежурного персонала использование средств индивидуальной защиты по сигналам радиационной опасности или химической тревоги. В случае ЧС число работающих снижается до трех человек работа осуществляется в 3 смены по 8 часов.
По сигналу «отбой воздушной тревоги» производится разведка пожарной радиационной химической обстановки и вывод персонала в безопасную зону. При наличии только радиоактивного или химического заражения местности разработана последовательность и порядок дезактивации и дегазации режим защиты при проведении таких работ порядок смен операторов ведущих технологический процесс 5253.
6.4 Проектирование защитных сооружений
На территории цеха имеется убежище оборудованное всем необходимым. Площадь убежища складывается из площади помещений для людей принимаемой из расчёта 05 м2чел при двухъярусном и 04 м2чел при трёхъярусном расположении нар; пункта управления; медпункта; санузла принимаемой из расчёта 002 м2чел.; фильтровентиляционной; помещений для автономной дизельной электростанции и хранения продовольствия; станции перекачки; баллонной и тамбур-шлюзов. Число укрываемых должно соответствовать численности наиболее многолюдной смены коэффициент запаса 11 высота помещений для людей определяется исходя из рассчитанной площади и норматива для объёма – 15 м3чел. Убежища должны быть оборудованы системами защиты и жизнеобеспечения (защитно-герметичные двери системы воздухо- водо- и энергоснабжения отопление канализация средства связи). В них должны быть предусмотрены помещения для хранения запасов продовольствия из расчёта по энергоценности 8400 кДж(чел. сут) средств индивидуальной защиты и оказания первой медицинской помощи материалов для дегазации дезактивации и дезинфекции лекарственных средств и горюче-смазочных материалов которые размещаются по особому указанию вышестоящих штабов ГО и ЧС. Площадь помещения обеспечивает безопасное пребывание в нем людей находящихся на смене оборудовано основными и запасными выходами системами защиты и обеспечения. Надежной защиты в убежищах достигают за счет прочности перекрытий и других ограждающих конструкций. Перекрытия выполняют из железобетона а стены из бетона железобетона кирпича бытового камня и других несгораемых строительных материалов. Убежище имеет не менее двух входов и аварийный выход систему вентиляции аварийный запас воды противопожарный инвентарь медикаменты средства дезинфекции средства для герметизации. Убежище от проектируемой установки находится на расстоянии 300 м на территории цеха ГДТ (производство гидроочистки дизельного топлива). Площадь убежища равна 5727 м2. Помещение рассчитано на 1000 человек (такое количество находящихся на территории производства людей возможно в дневную вахту в будний день).
6.5 Проектирование мероприятий по ограничению действия вторичных поражающих факторов взрыва
К вторичным поражающим факторам взрыва относятся:
пожары и взрывы возникающие при загорании запасов сырья и готовой продукции загорания деталей строительных конструкций;
загазованность атмосферы возникающая при разрушении технологического оборудования коммуникаций а также в результате сгорания горючих веществ;
розлив едких и ядовитых жидкостей при разрушении технологического и емкостного оборудования и коммуникаций.
В производстве гидроочистки дизельного топлива не складируется сырье материалы и готовая продукция поэтому нет необходимости в сооружении складов.
Сырье и готовая продукция поступают на установку по трубопроводам. Для предупреждения пожаров и взрывов на них предусмотрено наличие запорной арматуры позволяющей отсечь цеховой трубопровод от магистрального; возможна продувка цеховых трубопроводов по которым перемещаются горючие газы и жидкости инертными газами (азот диоксид углерода и др.).
Аварийный слив из ректификационной колонны в емкости находящиеся на установке не предусмотрен однако в аварийной ситуации дизельное топливо из ректификационной колонны откачивается в резервуар некондиционного продукта который находится на территории товарно-сырьевого производства.
Для исключения проявления вторичных факторов в производстве предусмотрена светоотражающая окраска сгораемых деталей и конструкций применение поверхностных огнестойких покрытий.
Для борьбы с возможными локальными очагами загорания установлены системы пожаротушения.
В данной части дипломного проекта рассмотрены вредные и опасные производственные факторы присущие данному производству санитарно-гигиенические мероприятия даны характеристики наиболее опасных веществ указаны методы контроля наличия вредных веществ и их периодичность рассмотрен микроклимат производственных помещений.
Рассмотрены вопросы техники безопасности: электробезопасность безопасность технологического оборудования и технологического процесса. Указан класс помещений по опасности поражения электрическим током способы защиты от поражения категория здания по молниезащите. Разработаны мероприятия по безопасности технологического оборудования.
Рассмотрены вопросы пожарной безопасности. Указаны взрыво- и пожароопасные свойства веществ обращающихся в технологическом процессе определена категория помещения и класс зон по взрывоопасности предусмотрены средства сигнализации пожара и средства пожаротушения.
Рассмотрена экологичность проекта: выявлены источники загрязняющие окружающую среду определен их качественный и количественный состав разработаны мероприятия по защите атмосферного воздуха водного бассейна и утилизации твердых отходов.
Рассмотрены вопросы безопасности в условиях чрезвычайных ситуаций: дана характеристика проектируемого производства с точки зрения безопасности в условиях ЧС предусмотрена система оповещения и действия персонала цеха в случае угрозы возникновения ЧС разработаны мероприятия ограничивающие действие вторичных поражающих факторов взрыва.
Разработанные мероприятия позволяют снизить риск производственного травматизма профессиональных и производственно обусловленных заболеваний работающих возникновения взрывов пожаров и аварийных ситуаций загрязнения окружающей среды при эксплуатации разработанного в проекте технологического процесса а также обеспечить устойчивую работу объекта в условиях чрезвычайных ситуаций и ликвидацию их последствий.

icon 5.Описание ТС.docx

5 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Сырье – прямогонная дизельная фракция – поступает на установку из промежуточного парка проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-20712 после чего поступает на прием сырьевых насосов Н-2011-3 и Н-2014. Сырье насосами Н-2011-3 и Н-2014 подается на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом и в качестве газо-сырьевой смеси поступает в реакторный блок.
Сырье подаваемое насосами Н-2011-3 и Н-2014 с давлением 460 кгссм2 и циркулирующий ВСГ нагнетаемый циркуляционным компрессором ЦК-201 с давлением 460 кгссм2 поступают в тройник смешения. Из тройника смешения газо-сырьевая смесь (далее по тексту ГСС) с температурой 75 °С поступает последовательно в теплообменники нагрева газо-сырьевой смеси Т-2021-4 и затем Т-20112. В теплообменниках ГСС нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата поступающего из колонны К-201 и газо-продуктовой смеси (далее по тексту ГПС) из реактора Р-201 соответственно.
После теплообменников Т-20112 ГСС с температурой 314°С – 328°С нагревается в реакторной печи П-20112 до температуры реакции 350°С и поступает последовательно в реактор Р-200 и реактор Р-201.
В реакторы загружена система катализаторов – защитного слоя (KF-542 KG-55) предотвращающего засорение катализатора гидроочистки и непосредственно кобальт-молибденовый катализатор гидроочистки (С-448).
В реакторах происходит гидрогенолиз серо- азот- и кислородсодержащих соединений с образованием сероводорода аммиака и воды.
Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 350°С на выходе – 3775°С давление на входе – 417 кгссм2. Перепад давления по реактору Р-200 должен быть не более 2 кгссм2.
Температура ГСС на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. TSA-911 с сигнализацией минимального значения. Давление на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. PSA-951 с сигнализацией минимального значения.
Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 3775°С на выходе – 3885°С давление на входе – 407 кгссм2; на выходе – 397 кгссм2. Перепад давления по реактору Р-201 должен быть не более 25 кгссм2.
Температура ГСС на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-58 на выходе – контуром поз. ТR-56. Давление на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. PR-12 на выходе – контуром поз. PR-11.
Также контролируется РСУ перепад температуры в слое катализатора многозонными термопарами с сигнализацией максимального значения:
- в реакторе Р-200 – контуром поз. ТIRA- 10011-4 поз. ТIRA- 10021-8.
- в реакторе Р-201 – контуром поз. ТRA- 201-10.
Газо-продуктовая смесь из реактора Р-201 поступает в сырьевые теплообменники
Т-20112 где охлаждается до температуры 250°С – 270°С отдавая тепло на нагрев газо-сырьевой смеси и направляется в горячий сепаратор высокого давления С-201.
В сепараторе С-201 происходит разделение нестабильного гидрогенизата и водородсодержащего газа.
Нестабильный гидрогенизат из С-201 поступает непосредственно в зону питания колонны стабилизации К-201.
С верха из сепаратора С-201 выходит ВСГ и направляется в теплообменник Т-205 где охлаждается отдавая тепло нестабильному гидрогенизату поступающему из холодного сепаратора высокого давления С-202 и доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения
Х-2011-6 до 45 °С. Из аппарата воздушного охлаждения Х-2011-6 водородсодержащий газ поступает на разделение в сепаратор С-202.
Для отмывки теплообменного оборудования реакторного блока от солей аммония предусмотрена подача конденсата водяного пара перед аппаратом воздушного охлаждения Х-2011-6.
В холодном сепараторе высокого давления С-202 при давлении 348 кгссм2 и температуре не более 45°С происходит разделение ВСГ сконденсированных легких углеводородов и воды.
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-202 поступает в теплообменник Т-205 где нагревается за счет тепла паров сепаратора С-201 и в качестве второго (верхнего) питания направляется в колонну К-201.
Промывная вода из сепаратора С-202 выводится по уровню раздела фаз на установку
производства элементарной серы или в дренажную емкость Е-205 в случае остановки производства элементарной серы.
С верха из сепаратора С-202 выходит ВСГ и поступает в абсорбер циркуляционного ВСГ К-202 на очистку от сероводорода 45 % водным раствором МДЭА подаваемого насосами Н-20412.
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-202 поступает в сепаратор С-207.
Очищенный от сероводорода циркуляционный ВСГ делится на два потока первый поступает через сепаратор С-203 на прием центробежного компрессора ЦК-201 где компримируется и далее направляется в тройник смешения с сырьем. Второй поток – в качестве "отдува" выводится с установки на ГРП.
В сепараторе С-203 происходит удаление капельной влаги и сконденсированных углеводородов из циркуляционного водородсодержащего газа.
Вывод жидкой фазы из сепаратора С-203 осуществляется в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.
Из сепаратора С-203 водородсодержащий газ через фильтр Ф-206 поступает на прием циркуляционного контура компрессора ЦК-201 где дожимается до 460 кгссм2 и с температурой 80°С направляется в тройник смешения с сырьем – прямогонной дизельной фракцией.
Для поддержания требуемой концентрации водорода в контуре циркуляционного ВСГ а также для компенсации потерь водорода в результате химических превращений сырья и высокой растворимости ВСГ при горячей сепарации предусмотрена подпитка контура циркуляционного ВСГ свежим водородсодержащим газом на прием компрессора ЦК-201 перед сепараторами С-202 и С-203.
Свежий водородсодержащий газ поступает на установку с давлением 350 кгссм2 и с температурой не выше 60°С с установки ЛФ-3521-1000 (либо с установки ЛЧ-3511-600).
Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата
Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-201 с температурой 250 °С – 270 °С и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора высокого давления С-202 предварительно нагретый в Т-205 до температуры 210°С поступают соответственно на 14 и 20 тарелки питания колонны стабилизации К-201.
В колонне стабилизации К-201 происходит отпарка легких углеводородов сероводорода и воды. Процесс стабилизации в колонне К-201 осуществляется при избыточным давлении 5752 кгссм2 (кубверх) и температуре в кубе - 240°С – 250°С верха - 145°С – 160°С.
Для улучшения удаления легких углеводородов и сероводорода из нестабильного гидрогенизата в куб колонны предусмотрена подача горячего ВСГ.
Свежий ВСГ поступает с установок ЛФ-35-211000 (ЛЧ-3511-600) и направляется в конвективную секцию печи П-20112 где нагревается за счет тепла дымовых газов. Из печи П-20112 нагретый до 330°С водородсодержащий газ поступает в куб колонны К-201.
Схемой предусмотрена также возможность использования для поддува в К-201 ВСГ отдуваемого из абсорбера К-202.
Верхний продукт колонны К-201 (ВСГ водяные пары пары углеводородов и сероводород) поступает в холодильник-конденсатор ХК-201 где происходит частичная конденсация и охлаждение паро-газовой фазы. Далее газо-жидкостная смесь доохлаждается до 40 °С в водяном холодильнике Х-20912 и поступает в сепаратор С-205.
В сепараторе С-205 при давлении 48 кгссм2 происходит разделение газо-жидкостной смеси на бензин-отгон углеводородный газ и кислую воду.
С верха из сепаратора С-205 выводится углеводородный газ (далее по тексту УВГ). Часть УВГ направляется на очистку раствором МДЭА в абсорбер К-203 другая часть – в сепаратор С-207 для создания избыточного давления с дальнейшим сбросом УВГ на очистку в абсорбер К-204.
Бензин-отгон из сепаратора С-205 забирается насосами Н-203123 часть которого подается на орошение колонны К-201 другая часть – балансовое количество выводится с установки.
Сероводородная вода из сепаратора С-205 выводится по уровню раздела фаз по мере накопления ее в отстойнике сепаратора на установку производства элементарной серы или на установку по производству серной кислоты в случае остановки производства элементарной серы.
Стабильный гидрогенизат из куба колонны К-201 с температурой 240°С – 250°С поступает в теплообменники Т-2021-4 где охлаждается отдавая тепло газо-сырьевой смеси и с температурой 145°С – 150°С поступает в колонну дегазации К-207а.
В колонне К-207а работающей под вакуумом при остаточном давлении 300 мм.рт.ст. происходит удаление из стабильного гидрогенизата растворенных легких углеводородных газов и водорода.
Верхний продукт колонны К-207а – углеводородные газы выделенные из стабильного гидрогенизата отсасываются водокольцевым насосом Н-23012 через холодильник Х-20712 и подаются в сепаратор С-231.
Углеводородные газы выходящие с верха сепаратора С-231 направляются на сжигание в печь П-20112. Отработанная вода из сепаратора С-231 выводится в промливневую канализацию (далее по тексту ПЛК).
С низа колонны К-207а (через гидрозатвор) в емкость Е-225 выводится стабильный гидрогенизат который забирается насосами Н-22512 и выводится с установки в парк готовой продукции.
Очистка углеводородного газа выводимого из сепаратора С-205 осуществляется 45% регенерированным раствором МДЭА подаваемым насосами Н-20512 в абсорбер К-203.
В абсорбере К-203 при давлении 48 кгссм2 в противотоке УВГ подаваемого в нижнюю часть абсорбера и раствора МДЭА подаваемого в верхнюю часть в качестве орошения происходит химическое взаимодействие сероводорода и МДЭА.
Очищенный УВГ выводится с верха абсорбера насыщенный сероводородом раствор МДЭА выводится снизу.
Очищенный углеводородный газ выходящий из абсорбера К-203 делится на два потока.
Основной поток поступает в топливную сеть (подогреватель топливного газа Т-208) и используется на отопление печи установки П-20112.
Второй поток (в случае необходимости) используется в качестве рабочей среды в эжекторе А-207 для выделения сероводорода из сероводородной воды емкости Е-205. Выходящий из эжектора А-207 неочищенный углеводородный газ объединяется с газом выходящим из сепаратора насыщенного раствора МДЭА С-207 и направляется на очистку в абсорбер К-204.
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-204 поступает на прием насосов Н-21612 которыми подается в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.
Регенерация раствора МДЭА
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорберов К-202 К-203 К-204 объединяется проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-25512 и поступает в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207. В сепараторе происходит разделение растворенного углеводородного газа жидких углеводородов и насыщенного МДЭА.
Углеводородный газ с верха сепаратора направляется на очистку в абсорбер К-204.
Насыщенный раствор МДЭА из сепаратора С-207 с давлением не ниже 43 кгссм2 поступает в пластинчатый теплообменник Т-203 где нагревается до температуры 110°С за счет тепла регенерированного раствора МДЭА и далее направляется на УПЭС.
Узел приготовления свежего раствора МДЭА
Регенерированный МДЭА возвращается с УПЭС (или с установки по производству серной кислоты) в емкость Е-202 откуда выводится по мере заполнения емкости на всас насосов Н-20412 и Н-20512 которые подают раствор МДЭА на орошение К-202 К-203 К-204.
Свежий раствор МДЭА готовится в емкости Е-220 разбавлением концентрированного МДЭА поступающего на установку в автоцистернах конденсатом водяного пара который подается из емкости Е-203.
Подпитка контура регенерированного раствора МДЭА осуществляется свежим раствором МДЭА подаваемым насосом Н-209 в коллектор приема насосов Н-20412 Н-20512.

icon 6 Аналитический контроль .docx

6 АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА
Аналитический контроль производства представлен в таблице 6.1 5
Таблица 6.1 – Аналитический контроль производства
Наименование анализируемого продукта
Место отбора пробы (место замера)
Контролируемые показатели
Метод контроля ГОСТ ОСТ ТУ методи-ческие указания
Аналитический контоль технологического процесса
Прямогонная дизельная фракция (летняя) с установок
- 50 % об. перегоняется при температуре оС
- 90 % об. перегоняется при температуре оС
- 96 % об. перегоняется при температуре оС
Температура вспышки в закрытом тигле оС не ниже
Температура помутнения оС
Содержание воды % мас.
Массовая доля серы %
Не нормируется. Определение обязательно
Содержание моно- би- поли-циклических аро-матических угле-водородов % мас.
раз в сутки-ЦЗЛ каждые 2 часа - оператор
Продолжение таблицы 6.1
Прямогонная дизельная фракция (зимняя) с установок
-начало кипения оС не ниже
Содержание моно- би- полициклических ароматических угле-водородов % масс.
от бесцветного до светло-желтого
Второе дизельное топливо с установок
Содержание воды % масс.
Температура застывания оС
Дизельное топливо с вакуумной колонны К-5 установок
- 96 % об. перегоняется при температуре оС не выше
Температура застывания оС не выше
Гидроочи-щенное дизельное топливо зимнее
Трубопро-вод на выходе с установки
Температура застывания оС
Массовая доля серы % не более
Содержание механических примесей
Каждые 2 часа-оператор
Гидроочи-щенное дизельное топливо зимнее для топлив ЕВРО
-до 180 оС перегоняется
-до 340 оС перегоняется
Температура помутнения оС не выше:
Предельная температура фильтруемости оС не выше:
Массовая доля серы мгкг не более:
Плотность при 15 °С кгм3
Содержание механических примесей
Гидроочи-щенное дизельное топливо зимнее для топлив ЭКТО
Массовая доля серы мгкг не более
Гидроочи-щенное дизельное топливо летнее по ГОСТ 305
- 50 % об. перегоняется при температуре оС
- 90 % об. перегоняется при температуре оС не выше
Температура помутнения оС не выше
каждые 2 часа-оператор
Плотность при 15 оС кгм3
Гидроочи-щенное дизельное топливо летнее для топлива
ЕВРО вид III ЭКТО вид II
Температура вспышки в
закрытом тигле оС не ниже
Массовая доля серы мгкг
Плотность при 15оС кг м3
Cодержание воды % мас.
Гидроочи-щенное дизельное топливо летнее
- при 250 оС перегоняется
- при 350 оС перегоняется
- при 360 оС перегоняется
Плотность при 15 оС кг м3
Свежий ВСГ с установок ЛЧ-3511-600 ЛФ-3521-1000
Содержание водорода % об не менее:
Содержание сероводорода ppm не более:
Трубопро-вод с нагнетания
–конец кипения °С не выше
Углеводо-родный газ очищенный из К-203
Трубопро-вод на выходе с
Содержание водорода % об. не менее
Содержание сероводорода
Углеводород-ный состав % об.
Теплота сгорания низшая ккалкг не менее
Циркуляци-онный ВСГ очищенный (ВСГ на ГРП)
Трубопро-вод на выходе с К-202
Содержание углеводородов
Газо-продуктовая смесь
Р-201 (после охлажде-ния)
Содержание серы ppm не более
Емкость свежего раствора МДЭА
Содержание МДЭА % мас. не менее:
Регенериро-ванный раствор
Трубопро-вод на входе в Е-202
Содержание МДЭА % мас. не менее
Содержание сульфидов гл не более
Трубопро-вод на выходе из С-207
Содержание МДЭА % мас. не более
Содержание азота аммонийного (NH4+) % мас.
Содержание водорода углеводородов после продувок содержание кислорода перед пуском % об.
После каждой продувки
Контрольный колодец ПЛК
Содержание нефтепродуктов мгдм3 не более
Содержание сероводорода мгдм3 не более
Содержание йона аммония
Содержание взвешенных веществ
Трубопро-вод на выводе с установки
Конденсат водяного пара
Трубопро-вод на выходе из Х-20812
Содержание железа мкгдм3 не более
по графику опера-ционного контроля теплотех-нической лабора-тории
Содержание нефтепродукта мгдм3 не более.
Общая жесткость мкг-эквдм3 не более
по графику опера-ционного контроля
Содержание кремниевой кислоты мкгдм3 не более
Щелочность мкг-эквдм3 не более
Соединения натрия мкг-эквдм3 не более
Трубопровод к основным горелкам от К-203 и К-204
Содержание сероводорода мгл не более
Углеводородный состав % об.
Содержание водорода % об.
Дымоход перед дымовой трубой
Содержание кислорода % об не более
Содержание окиси углерода % об не более
Перенос-ной газо-анализатор
Газовая компрес-сорная
Содержание углеводородов мгм3 не более
по графику опера-ционного контроля
Содержание сероводорода мгм3 не более
опера-ционного контроля
Помеще-ние газотуше-
Открытая насосная МДЭА
Содержание МДЭА мгм3 не более
Масло минеральное ТП-30
На входе в компрес-сор
Кинематичес-кая вязкость при 40 °С мм2сек
Плотность при 20 °С гсм3
Температура вспышки в открытом тигле оС не ниже
ГОСТ 20287-91 метод Б
Окончание таблицы 6.1
Кислотное число (КОН) мгг не более

icon 11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .docx

11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1 Подбор теплообменника для нагрева газосырьевой смеси
Исходные данные: теплообменник предназначен для подогрева газосырьевой смеси поступающей в реактор.
Холодный теплоноситель – газосырьевая смесь (ГСС) массовый расход составляет 328987977 кгч или 9128 кгс. Газосырьевая смесь состоит из дизельного топлива и ЦВСГ.
) дизельное топливо – 3095000 кгч или 857 кгс;
) ЦВСГ: GЦВСГ = 19487977 кгч или 541 кгс
Плотность ГСС: ρГСС = 842 кгм3;
tвх = 70 °C; tвых = 240 °С.
Теплоёмкость ГСС: с = 2990 Дж (кг К).
Горячий теплоноситель – газопродуктовая смесь (ГПС).
Расход ГПС: GГПС = 328987977 кгч или 9128 кгс.
Теплоёмкость ГПС: с = 3060 Дж (кг К).
tвх = 3885 °C; tвых = 185 °С.
Плотность ГПС: ρГСС = 846 кгм3.
Определяем поверхность теплообмена F м2 по формуле 1 стр 45:
F = Qобщ (K tср) (11.1)
где Qобщ – количество тепла газосырьевой смеси кВт;
K – коэффициент теплопередачи Вт(м К);
tср – средняя разность температур К.
Определяем количество тепла газосырьевой смеси Qобщ кВт:
Qобщ = QДТ + QЦВСГ (11.2)
где QДТ – количество тепла дизельного топлива кВт;
QЦВСГ – количество тепла ЦВСГ кВт.
Определяем среднюю разность температур. Принимаем противоточную схему движения:
газопродуктовая смесь 3885 °С 185 °С
газосырьевая смесь 310 °С 70 °С
tmin = 785 °С tmax = 115 °С
поэтому среднюю разность температур можно рассчитать как среднее арифметическое.
Определяем количество тепла дизельного топлива QДТ кВт по формуле 2 стр. 97:
QДТ = GДТ (I310 – I70) (11.4)
где GДТ – массовый расход дизельного топлива кгс;
I310 I70 – энтальпии жидкости при ρ204 и T = 310 и 70 °С соответственно кДжкг.
Энтальпии газосырьевой смеси рассчитать нельзя из-за неизвестности детального химического состава сырья и продуктов реакции поэтому используем экспериментальные данные ЦЗЛ.
GДТ = 309500 кгч = 8587 кгс ( по табл. 11.3)
QДТ = 8587 (6353 – 41501) = 1891710 кВт
Определяем количество тепла ЦВСГ QЦВСГ кВт по формуле:
QЦВСГ = GЦВСГ (I583 – I343) (11.5)
Таблица 11.1 – Энтальпия ЦВСГ при температуре 343 К.
Таблица 11.2 – Энтальпия ЦВСГ при температуре 583 К и Р = 417 МПа.
Продолжение таблицы 11.2
GЦВСГ = 19487977 кгч = 541 кгс (табл.11.3)
QЦВСГ = 541 (278387 – 72438) = 1114184 кВт
Qобщ = 1891710 + 1114184 = 300590 кВт
Принимаем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи соответствующее турбулентному течению Кор = 200 Вт(м2К) при этом ориентировочное значение поверхности теплообмена составит:
Fор == 155340 м2 (11.6)
На кожухотрубные стальные теплообменники с поверхностью теплообмена до
00 м2 и на условное давление Ру до 64 МПа для температур от минус 40 до плюс 450 °С разработан ГОСТ 9929-82 54 стр.127.
Согласно ГОСТ 9929-82 выбираем два теплообменника с плавающей головкой типа ТП со следующими параметрами:
- поверхность теплообмена F м2 – 786;
- диаметр кожуха D мм – 1200;
- диаметр трубок d мм – 20 2;
- число ходов по трубам z = 1;
- число трубок n – 1390;
- сечение трубного пространства м2 – Sтр = 0270;
- сечение межтрубного пространства м2 – Sмтр = 0350.
Производим уточненный расчёт поверхности теплопередачи. Определим коэффициент теплопередачи К Втм2 К по формуле 4:
где – коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси Втм2 К;
– коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси Втм2 К;
– теплопроводность стали равная 175 Втм К 9.
r1 r2 – термические сопротивления слоев загрязнений с обеих сторон стенки Вт(м2 К) 4.
Определяем коэффициент теплоотдачи для горячего теплоносителя формуле
α1 = 0023 (λ dвн) Re08 Pr04 (11.8)
где λ – коэффициент теплопроводности Вт(м К);
dвн – внутренний диаметр трубки м;
Re – критерий Рейнольдса;
Pr – критерий Прандтля.
Поправкой можно пренебречь т.к. разность температур t1 и tcт1 невелика (менее Δtcp = 9675) 1 стр.33.
Режим движения потока определяется по величине критерия Рейнольдса который находится по формуле 1:
где G1 – массовый расход газопродуктовой смеси кгс G1 = 9128 кгс (табл. 11.33);
n – количество трубок;
– динамическая вязкость газопродуктовой смеси Пас.
Динамическую вязкость углеводородов можно определить по формуле Фроста 3:
= Тср (66 – 225 lgM) 10–8 (11.10)
где М – молекулярная масса углеводорода кгкмоль М = 198 (из энергетического баланса);
Тср – средняя температура К 3695 К.
= 3695 (66 – 225 lg198) 10–8 = 529 10–5 Пас
Re следовательно режим течения устойчивый турбулентный.
Определяем критерий Прандтля по формуле:
где с – теплоёмкость газопродуктовой смеси Дж(кгк) с = 3060 Дж(кгК) принимаем по энергетическому балансу;
– динамическая вязкость газопродуктовой смеси Пас;
λ – коэффициент теплопроводности газопродуктовой смеси Вт(мК).
Коэффициент теплопроводности определяется по формуле 2:
λ = (1 – 000047 tср) (11.12)
где – относительная плотность газопродуктовой смеси ρ1515 = 0846 гcм3 (из энергетического баланса)
λ = (1 – 000047 3695) = 0131 Вт(мК)
Определяем коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси:
α1 = 0023 (0132 0016) 1355608 1204 = 4100 Вт (м2К)
Определяем коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси (межтрубное пространство) α2 по формуле:
α2 = 024Re0.6 Pr036 (λ dн) (11.13)
Поправкой можно пренебречь т.к. разность температур t2 и tcт2 невелика (менее Δtcp = 9675) 1 стр.33.
Определяем критерий Рейнольдса по формуле 1
где G2 – массовый расход газосырьевой смеси кгс;
dн – наружный диаметр трубы м;
Sмтр – площадь сечения потока в межтрубном пространстве между перегородка ми 1
– динамическая вязкость газосырьевой смеси Пас;
Динамическую вязкость определяем по формуле Фроста:
= Тср (66 – 225 lgM) 10–8
Pr = (c 1) λ (11.15)
где с – теплоёмкость газосырьевой смеси Дж(кгк) с = 2990 Дж(кгК) принимаем по энергетическому балансу;
λ – коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси Вт(мК).
Определяем коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси:
λ = (1 – 000047 3695) = 0132 Вт(мК)
Определяем коэффициент теплоотдачи для газосырьевой смеси:
α2 = 024 4424406 119036 = 10215 Вт(м2К)
Определяем коэффициент теплопередачи К Вт(м2К) по формуле 4
где α1 – коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси Вт(м2К);
α2 – коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси Вт(м2К);
λст – теплопроводность стенки 175 Вт(мК) 9;
r1 = r2 = 2900 – термическое сопротивление слоев загрязнений с обеих сторон стенки Вт(м2К).
Расчетная поверхность теплообмена равна:
Определяем поверхность одного теплообменника: F = 12945 2 = 64725 м2.
Согласно ГОСТ 9929-82 выбираем теплообменник с плавающей головкой типа ТП со следующими параметрами:
- сечение трубного пространства м2 - Sтр = 0270;
- сечение межтрубного пространства м2 - Sмтр = 0350.
F = 786 × 2 = 1572 м2
Запас поверхности теплообмена составит:
Расчётом доказано что теплообменники Т-20112 с общей поверхностью 1572 м2 могут быть использованы при реконструкции установки. На производстве установлены два теплообменника с общей поверхностью 1868 м2 следовательно их замена не требуется 5.
2 Подбор насоса для подачи сырья
Исходные данные: насос предназначен для подачи дизельного топлива из емкости в реактор. Количество перекачиваемой жидкости Q = 309500 кгч или 8587 кгс или
Давление в емкости из которой перекачивается топливо равно: р1 = 01 МПа.
Давление насыщенных паров дизельного топлива при 70 °С равно: рt = 001 МПа.
Давление в реакторе р = 417 МПа.
Геометрическую высоту подъема примем 15. Длина трубопровода на линии всасывания 5 м на линии нагнетания 20 м.
Примем что на всасывающем участке трубопровода установлено 2 прямоточных вентиля имеются 2 отвода под углом 90 °С с радиусом поворота равным шести диаметром труб а на линии нагнетания находится 2 отвода под углом 120 °С и четыре под углом 90 °С с радиусом поворота равным шести диаметрам трубы и два нормальных вентиля.
а) Выбор трубопровода
Для всасывающих и нагнетающих трубопроводов примем одинаковую скорость течения жидкости равную 2 мс.
Расчет ведём согласно 1.
Диаметр найдем по формуле:
где d - диаметр трубопровода м;
– скорость течения жидкости мс.
Принимаем стандарт d = 026 м.
Действительная скорость:
(жидкость в напорных трубопроводах = 05 25 мс).
б) Определение потерь на трение и местные сопротивления
Находим критерий Рейнольдса:
где - скорость течения жидкости мс;
d - диаметр трубопровода м;
ρ - плотность перекачиваемой смеси кгм3;
- динамическая вязкость Пас.
Вязкость смеси определяем по формуле:
ДТ = ТДТ (66 – 225 lgM) 10–8
где М – молекулярная масса дизельного топлива кгкмоль М = 198 кгкмоль (из энергетического баланса).
– динамическая вязкость дизельного топлива Пас.
ДТ = 343 (66 – 225 lg198) 10–8 = 49 10 –5
То есть режим турбулентный. Абсолютную шероховатость трубопровода принимаем:
Δ = 2 10-4 м (11.20)
е = 1315; 560 е = 93684; 10 е = 1315.
15 (Re = 855340) 93684
Таким образом в трубопроводе имеет место смешанное трение и расчет λ (коэффициент трения) следует проводить по формуле:
Определим сумму коэффициентов местных сопротивлений отдельно для всасывающей и нагнетающей линии.
)Вход в трубу (принимаем с острыми краями) 1 = 05.
)Прямоточные вентили d = 0260 м = 032;
)Отводы: коэффициент А =1 коэффициент В = 009 3 = 009.
Сумма коэффициентов местных сопротивлений во всасывающей линии:
Потерянный напор во всасывающей линии находим по формуле:
где λ - коэффициент трения;
dэ- диаметр трубопровода м;
- скорость течения жидкости мс;
g - ускорение свободного падения мс2;
)Отводы под углом 120°: А= 117; В=09; 1 =0105.
)Отводы под углом 90°: 2 = 009.
)Нормальный вентиль: для d = 026 м; 3 = 51.
)Выход из трубы: 4 = 1 .
Сумма коэффициентов местных сопротивлений в нагнетательной линии:
Потерянный напор в нагнетательной линии:
Общие потери напора:
Находим напор насоса
где р2 – давление в реакторе МПа; р2 = 417 МПа; р1 – давление в емкости кгм3; р1 =01 МПа;
Нг – геометрическая высота подъема м.
Подобный напор при заданной производительности обеспечивается центробежным насосом. Учитывая что он широко распространен в промышленности. Из-за достаточного КПД компактности и удобства выбираем именно его. Для надёжности работы установки выбираем 4 насоса тогда расход на каждый насос составит Q = 0106 4 = 00265 м3с (815 м3ч).
Полезную мощность насоса определяем по формуле:
где ρ– плотность жидкости кгм3;
g – ускорение свободного падения мс2;
Nn = 8060 981 00265 54414 = 114 кВт.
Принимаем (для центробежного насоса) пер = 1; н = 08; дв = 094.
Рассчитаем мощность двигателя:
Согласно ГОСТ 12124-87 выбираем центробежный нефтяной насос НМ 125-550.
напор – 550 м столба жидкости;
электродвигатель ВАО4-560 М2;
мощность электродвигателя 315 кВт;
число оборотов в минуту 3000.
Тогда суммарная подача четырёх насосов: Q = 125 4 = 500 м3ч. Напор – 550 м столба жидкости.
На производстве установлено четыре насоса общей подачей Q = 650 м3 и напором 700 м столба жидкости т.е. их замена не требуется.
г) Определение предельной высоты всасывания
Рассчитаем запас напора на кавитацию:
где n - частота вращения вала с-1; n = 483 с –1
Диаметр всасывающего патрубка равен диаметру трубопровода.
Определяем предельную высоту всасывания:
Таким образом расположение насоса может быть не более 978 метров над уровнем жидкости в емкости приёма дизельного топлива.
3 Подбор ёмкости для хранения сырья
Номинальный объём емкостного оборудования определяется по формуле 2
где G – массовый расход сырья кгч;
– время пребывания продукта в ёмкости ч;
ρ – плотность продукта кгм3.
Принимая время пребывания продукта в ёмкости равным 8 ч получим
V = 309500 8 842 = 29406 м3
Принимаем 3 ёмкости.
Тогда V1 = V2 = V3 = 29406 3 = 9802 м3
Согласно ГОСТ 9617-76 принимаем ёмкость V = 1000 м3 диаметром D = 10 м.
Тогда её высота составит
Н = V(D2) = 1000 (314 100) = 32 м
На производстве установлено 3 емкости объёмом V= 2000 м3 каждая т.е. замена их не требуется 5.

icon ЗАКЛЮЧЕНИЕ.docx

Данным проектом предлагается реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ - 242000 с увеличением производительности до 2600000 тонн в год.
В результате предлагаемой реконструкции производительность установки по сырью увеличивается с 2500 до 2600 тыс. тгод. Для этого осуществляется замена катализатора KF 757-15Е на новый более активный катализатор марки С-448 а также исключение из технологической схемы узла регенерации МДЭА. Предлагаемые технические решения обеспечат снижение себестоимости продукции и улучшить технико-экономические показатели работы установки.
В проекте разработаны мероприятия по обеспечению безопасности производства автоматизация процесса проработаны вопросы экологии что обеспечит безопасное ведение технологического процесса и эксплуатации установки.
Проект реконструкции является эффективным. Себестоимость единицы продукции снижается на 6978 руб. и составляет 1323556 тыс. руб. Годовая прибыль составляет 550892348 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход составляет 40966530 тыс. руб.

icon ПЛАКАТЫ.docx

Затраты на годовой выпуск
Материалы и реагенты
РАСХОД МАТЕРИАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ ТОПЛИВА И ЭНЕРГИИ
Структура себестоимости дизельного топлива
годовой мощностью 2600000 тонн в год по сырью
Затраты на единицу продукции по аналогу
Затраты на единицу продукции по проекту
Вспомогательные материалы
Полуфабрикаты собственного производства
Возвратные отходы (вычитаются)
Топливо на технологические цели
Энергия на технологические цели
Заработная плата ОПР
Начисления на заработную плату
Расходы на подготовку и освоение производства
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
Общезаводские расходы
Прочие производственные расходы
Попутная продукция (исключается)
Внепроизводственные расходы
ИТОГО полная себестоимость
Сравнительная таблица технико-экономических показателей
Наименование показателей
Годовой выпуск продукции:
- в натуральном выражении
- в стоимостном выражении.
Капитальные вложения
Себестоимость единицы продукции
Численность основных производственных рабочих
Годовой фонд оплаты труда основных рабочих
Стоимость основных производственных фондов
Рентабельность продукции
Годовой объем прибыли

icon РЕФЕРАТ.docx

Проект состоит из расчётно-пояснительной записки объёмом 220 листов 54 таблиц 9 рисунков 54 литературных источников
Графическая часть – 8 листов
Ключевые слова: ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО ГИДРООЧИСТКА КАТАЛИЗАТОР ТЕХНОЛОГИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ АВТОМАТИЗАЦИЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКОЛОГИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СЕБЕСТОИМОСТЬ.
Целью данного проекта является реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив с увеличением производительности до 2600000 тонн в год по сырью.
В пояснительной записке приведен литературный обзор способов производства технико-экономическое обоснование проектируемого цеха и выбор места строительства. Даны физико-химические основы метода производства характеристика сырья и готовой продукции. Сделано описание технологической схемы процесса указан аналитический контроль производства и автоматический контроль средствами КИП и А. Проведен расчет материального и энергетического балансов технологический и механический расчет реакционного аппарата осуществлен подбор вспомогательного оборудования. Разработаны мероприятия по безопасности и экологичности производства.
Реконструкция осуществляется за счет замены катализатора на более производительный (при сохранении прежней селективности) а также засчет исключения из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА.
Проект реконструкции является эффективным. Себестоимость целевой продукции по предлагаемому проекту снизилась на 6978 руб. Годовая прибыль составит 550892348 тыс. руб. что позволяет окупить затраты на реконструкцию в течение 0011 года.

icon 8 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС (Автосохраненный).docx

8 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС
Состав исходного сырья (по данным ЦЗЛ):
Предельные углеводороды С5-С10 – 012% (масс)
Предельные углеводороды С11 и выше – 6801 % (масс)
Непредельные углеводороды – 789 %(масс)
Меркаптаны – 082 % (масс)
Сульфиды – 533 % (масс)
Дисульфиды – 072% (масс)
Тиофен – 066% (масс)
Ароматические углеводороды – 1579% (масс)
Фенол – 030 % (масс)
Гидропероксид гептана – 025 % (масс)
Пиридин- 005% (масс)
Пиррол - 006 % (масс)
Плотность сырья составляет 0842 кгм3
Предельные углеводороды С11 и выше- 83061 % (масс)
Непредельные углеводороды – 0805 % (масс)
Ароматические углеводороды – 16131 % (масс)
Тиофен – 0003 % (масс)
(в расчете на элементную серу) – 0001 %(масс) (10 ррm).
Состав свежего водородсодержащего газа (по данным ЦЗЛ):
Водород- 6416 %(масс)
Углеводороды С1 - С4 – 3584 %(масс)
Кратность циркуляции водородсодержащего газа составляет 280 м3 (м3 сырья). Реакции протекающие при гидроочистке:
СnН2n+1SН + Н2 СnН2n+2 + Н2S 8.1
(СnН2n+1)2S + 2Н2 2СnН2n+2 + Н2S 8.2
(СnН2n+1)2S2 +3Н2 2СnН2n+2 + 2Н2S 8.3
С4Н4S + 4Н2 С4Н10 + Н2S 8.4
СnН2n + Н2 СnН2n+2 8.5
С7Н15ООН + 2Н2 С7Н16 + 2Н2О 8.6
С6Н5ОН + 5Н2 С6Н14 + Н2О 8.7
С5Н5N + 5Н2 С5Н12 + NH3 8.8
C4Н4NH + 4H2 С4Н10 + NH3 8.9
Степень превращения непредельных углеводородов в первом реакторе составляет 75 % во втором – 15 % (или 60 % от количества непредельных углеводородов входящих во второй реактор) тиофена в 1-м реакторе – 98 % а во втором – 80 % от количества тиофена входящего во второй реактор. Остальные участники реакций подвергаются превращениям полностью. Причем предполагается что все серосодержащие кислородсодержащие и азотсодержащие компоненты сырья превращаются в первом реакторе а только тиофен и непредельные углеводороды подвергается более глубоким превращениям во втором реакторе. Производительность проектируемой установки составляет 2600000 тонн в год по сырью.
2 Пересчет на часовую производительность
Такой пересчет выполняют при помощи пересчетного коэффициента который нужен для того чтобы массовую производительность в кгт пересчитать на часовую в кгч. Продолжительность ремонтов в году составляет 15 дней тогда число рабочих дней установки в году составляет:
Траб = Ткал – Трем = 365 – 15 = 350 дней
Переводим рабочие дни в часы:
Тч = Траб · 24 = 350 · 24 = 8400 часов
Пересчетный коэффициент определяется по формуле
Кперес = G Tч (8.10)
где G - производительность установки в год по сырью тг; Тч - годовой фонд рабочего времени чг.
Кперес = 2600000 8400 = 3095 тч.
Для перевода материального баланса из размерности кгт в размерность кгч необходимо все расходы умножить на пересчетный коэффициент.
3 Расчет материального баланса реакционной стадии
Расчет проводим на 1000 кг сырья.
Относительная молекулярная масса сырья определяется по формуле Крега [1]
Мс = (4429 ·) (103 –) (8.11)
где – относительная плотность сырья при 15 °С гсм3.
где – относительная плотность нефтепродукта при 20 °С отнесённая к плотности воды при 4 °С гсм3;
а – средняя температурная поправка для подсчёта плотности жидких нефтепродуктов.
= 0842 + 5 0000712 = 0846 гсм3
Мс = (4429 0846) (103 – 0846) = 1980
Дизельное топливо в основном состоит из предельных углеводородов общей формулы СnН2n+2. Тогда молекулярную массу дизельного топлива можно записать:
Мс = 12·n + 2·n + 2 = 14·n + 2 = 1980.
где n – число атомов углерода в дизельной фракции.
Решая это уравнение получаем n равным 14.
Производим расчет по реакциям (8.1) - (8.9) с целью определения расхода водорода на гидроочистку а также количества образующихся предельных углеводородов сероводорода воды и аммиака. Все компоненты газо-сырьевой смеси вступают в реакции в 1-м реакторе а во втором превращениям подвергается только тиофен.
m1(С14H29SН) = 82 кгт;
m1 (Н2) = (82 · 2) 230 = 0071 кгт
m1 (Н2S) = (82·34) 230 =1212 кгт;
m1 (С14Н30) = (82·198) 230 = 7059 кгт.
где 230 – молекулярная масса меркаптана С14H29SН;
– молекулярная масса водорода;
– молекулярная масса сероводорода;
8 – молекулярная масса С14Н30.
m2((С14Н29)2S) = 53300 кгт;
m2(Н2) = (533·2·2) 426 =0500 кгт;
m3(Н2S) = (533·34) 426 = 4254 кгт
m3(С14Н30) = (533 · 198 · 2) 426 = 49546 кгт.
m3((С14Н29)2S2) = 7200 кгт;
m3 (Н2) = (72·2·3) 458 = 0094 кгт;
m3(Н2S) = (72·34·2) 458 = 1069 кгт;
m3(С14Н30) = (72·198·2) 458 = 6225 кгт.
Δm4.1 (С4H4S) = m0(С4Н4S) · 098 = 66 · 098 = 6468 кгт ;
m4.1 (Н2) = (6468·2·4) 84 =0616 кгт;
m4.1 (Н2S) = (6468·34) 84 = 2618 кгт;
m4.1 (С4Н10) = (6468·58) 84 = 4466 кгт.
- остаточное количество тиофена:
m4.1(С4Н4S) = m0(С4Н4S) – Δm4.1(С4Н4S);
m4.1(С4Н4S) = 6600 – 6468 = 0132 кгт.
Δm4.2(С4Н4S) = m4.1.(С4Н4S) 080 = 0132 080 = 0106 кгт
m4.2(Н2) = (0106·2·4) 84 =0010 кгт;
m4.2(Н2S) = (0106·34) 84 = 0043 кгт;
m4.2(С4Н10) = (0106·58) 84 = 0073 кгт.
m4.2(С4Н4S) = m4.1.(С4Н4S) – Δm4.2(С4Н4S);
m4.1(С4Н4S) = 0132 - 0106 = 0026 кгт.
Δm8.1(С14Н28) = m0(С14Н28)·075 = 789 · 075 = 59175 кгт;
m8.1 (H2) = (59175·2) 196 = 0604 кгт;
m8.1(С14Н30) = (59175·198) 196 = 59779 кгт;
- остаточное количество непредельных углеводородов:
m8.1 (С14Н28) = m0(С14Н28) – Δm8.1(С14Н28);
m8.1 (С14Н28) = 78900 – 59.779 = 19725 кгт.
Δm8.2(С14Н28) = m8.1(С14Н28) · 060 = 19725 060 = 11835 кгт;
m52(Н2) = (11835·2) 196 = 0121 кгт;
m52(С14Н30) = (11835·198) 196 = 11596кгт;
- остаточное количестве непредельных углеводородов:
m8.2(С14H28) = m8.1(С14Н28) – Δm8.2(С14Н28)
m8.2(С14H28) = 19725 – 11835 = 7890 кгг
m6(С7Н15ООН) = 2500 кгт
m6(Н2) = (25·2·2) 132 = 0076 кгт
m6(С7Н16) = (25·100) 332 = 1894 кгт;
m6(Н2О) = (25·2·18) 132 = 0682 кгт.
m7(С6Н5ОН) = 3000 кгт;
m7(Н2) = (3·2·5) 94 = 0319кгт;
m7(С6Н14) = (3·86) 94 = 2745 кгт;
m7(Н20) = (3·18) 94 = 0574 кгт.
m8(C5H5N) = 0500 кгт
m8(Н2) = (0.5·2·5) 79 = 0063 кгт
m8(С5Н12) = (05 · 72) 79 = 0456 кгт;
m8(NH3) = (05 · 17) 79 = 0108 кгт.
m9(С4Н4NH) = 0600 кгт
m9(Н2) = (06·4·2) 67 = 0.072 кгт;
m9(С4Н0) = (0.6·58) 67 = 0519 кгт;
m9 (NH3) = (0.6- 17) 67 = 0152 кгт.
В результате расчета по реакциям (8.1)-(8.9) получаем:
) расход водорода на гидрирование и гидрогенолиз в двух реакторах:
Σmp(H2) = m1(H2) + m2(Н2) + m3(Н2) + m4.1(Н2) + m4.2(Н2) + m8.1(Н2) + m8.2(Н2) + m6(Н2) + m7(Н2) + m8(Н2) + m9(Н2)
Σmp(H2) = 0071 + 0500 + 0094 + 0616 + 0010 + 0604 + 0121 + 0076 + 0319 + 0063 + 0072 = 2547кгт
) количество выделившегося при гидроочистке сероводорода:
- в первом реакторе:
m(Н2S) = m1(Н2S) + m2(Н2S) + m3(Н2S) + m4(Н2S);
m(Н2S) = 1212 + 1069 +4254 +2618 = 9153 кгт;
- во втором реакторе:
m(Н2S) = m4.2(Н2S) = 0043 кгт.
) количество образовавшихся предельных углеводородов С14 в двух реакторах:
m(С14Н30) = m2(С14Н30) + m3(С14Н30) + m8.1(С14Н30) + m8.2(С14Н30);
m(С14Н30) = 7059 + 49546 + 6225 + 59779 + 11959 = 134566 кгт
) количество образовавшихся предельных углеводородов С5-С7 в двух реакторах:
m(С5-С10) = m6(С7Н16) + m7(С6Н14) + m8(С5Н12);
m(С5-С10) = 1894 + 2745 + 0456 = 5094 кгт.
) количество образовавшихся предельных углеводородов С4:
m(С4Н10) = m4.1(С4Н10) + m9(С4Н10);
m(С4Н10) = 4466 + 0519 = 4985 кгт
m(С4Н10) = m4.2(С4Н10) = 0073 кгт.
) количество выделившейся при гидроочистке воды:
m(Н2О) = m6(Н2О) + m7(Н2О);
m(Н2О) = 0682 + 0574 = 1256 кгт.
) количество выделившегося при гидроочистке аммиака:
m(NH3) = m8(NH3) + m9(NH3);
m(NH3) = 0108 + 0152 = 0260 кгт.
Определим потери водорода в циркулирующем водородсодержащем газе за счет растворения в гидрогенизате и механических потерь. По данным заводской лаборатории состав ЦВСГ представлен в таблице 8.1.
Таблица 8.1 - Компонентный состав ЦВСГ
Молекулярная масса (Мi)
Потери водорода на растворение в гидрогенизате в процентах на сырье определяются по формуле [1]
% mпот1(Н2) = (хн2 · МH2)·100 ((хн2 · МH2) + (1– хH2) · Мс) (8.12)
где хH2 – мольная доля водорода растворенного в гидрогенизате;
МН2 – молекулярная масса водорода кгкмоль.
Мольную долю водорода растворенного в гидрогенизате рассчитываем из условий фазового равновесия в горячем газосепараторе высокого давления:
где ун2 – мольная доля водорода в паровой фазе;
Кр – константа фазового равновесия.
Мольная доля водорода в паровой фазе равна объемной концентрации водорода в циркулирующем газе то есть
уН2 = 09 (см. табл. 8.1).
Для условий газосепаратора высокого давления константа равновесия составляет 30 [1]. Тогда получаем
% mпот1(Н2) = (003 · 2) · 100 (003 · 2 + (1 – 003) · 19836) = 003 %
Механические потери водорода составляют 1% от общего объема циркулирующего водородсодержащего газа.
Определяем количество свежего и циркулирующего водородсодержащего газа. Объем сырья определяется по формуле
где mс - количество сырья подаваемого на гидроочистку кг;
dс - плотность сырья кгм3.
Тогда объем 1000 кг сырья составляет:
Vс= 1000 0842= 1188м3т
Объем циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле:
VЦВСГ = Vc · N (8.15)
где N - кратность циркуляции водородсодержащего газа.
VЦВСГ = 1188 · 280 = 332542 м3г.
Плотность циркулирующего водородсодержащего газа:
ρЦВСГ = МЦВСГ 224 (8.16)
где МЦВСГ – средняя молярная масса циркулирующего водородсодержащего газа кгкмоль.
Согласно данным таблицы 8.1 средняя молярная масса ЦВСГ составляет 42414 кгкмоль.
ρЦВСГ = 42414 224 = 0189 кгм3.
Количество циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле
mЦВСГ = VЦВСГ · ρЦВСГ; (8.17)
mЦВСГ = 33254 · 0189 = 62966 кгт.
Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе определяется по формуле
m(Н2)ЦВСГ = (mЦВСГ · (Н2)ЦВСГ) 100 (8.18)
где (Н2)ЦВСГ - массовая доля водорода в циркулирующем водородсодержащем газе %(масс).
Согласно таблице 8.1 массовая доля водорода в ЦВСГ составляет 4244 % (масс) тогда:
m(Н2)ЦВСГ = (62966 · 4244) 100 = 26723 кгт.
Тогда количество углеводородов С1-С4 в циркулирующем водородсодержащем газе составляет:
m(С1-С4)ЦВСГ = mЦВСГ – m(H2)ЦВСГ;
m(С1-С4)ЦВСГ = 62966 – 26723 = 36243 кгт.
Потери водорода на растворении в гидрогенизате составляют:
mпот1(Н2) =(% mпот1(Н2) · mс) 100;
mпот1(Н2) = (003 · 1000) 100 = 0300 кгт.
Механические потери водорода составляют:
mпот2(Н2) = (001· VЦВСГ· МН2) 224;
mпот2(Н2) = (001 · 33254 · 2) 224 = 0297 кгт.
Количество водорода в свежем водородсодержащем газе составляет:
m(Н2)ВСГ = ΣmР(Н2) + mпот1(Н2) + mпот2(Н2);
m(Н2)ВСГ = 2547 + 0300 + 0297 = 3143 кгт.
Количество свежего водородсодержащего газа определяется по формуле
mВСГ = (m(Н2)ВСГ) (Н2)ВСГ (8.19)
где (Н2)ВСГ - массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе.
Согласно исходным данным массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе составляет 06416 тогда получаем:
mВСГ = 3143 06416 = 4899 кгт.
Тогда количество углеводородов С1 - С4 в свежем водородсодержащем газе составляет:
m(С1-С4)ВСГ = mВСГ – m(Н2)ВСГ;
m(С1-С4)ВСГ = 4899 – 3143 = 1756 кгт.
Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:
m0(Н2)ЦВСГ = m(Н2)ЦВСГ – m(Н2)ВСГ;
m0(Н2)ЦВСГ = 26723 – 3143 = 23579 кгт.
Количество углеводородов С1-С4 в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:
m0(С1-С4)ЦВСГ = m(С1-С4)ЦВСГ – m(С1-С4)ВСГ;
m0(С1-С4)ЦВСГ = 36243 – 1756 = 34487 кгт.
Тогда количество циркулирующего водородсодержащего газа до подпитки свежим составляет:
m0 ЦВСГ = m0(Н2)ЦВСГ + m0(С1-С4)ЦВСГ;
m0 ЦВСГ = 23579 + 34487 = 58067 кгт.
Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа свежим представлен в таблице 8.2.
На стадии смешения циркулирующий водородсодержащий газ смешивается с сырьем. Согласно исходным данным в 1000 кг сырья содержится следующее количество компонентов:
- 12 кг предельных углеводородов С5-С10;
- 6801 кг предельных углеводородов С11 и выше;
- 789 кг непредельных углеводородов;
- 82 кг меркаптанов;
- 72 кг дисульфидов;
- 1579 кг ароматических углеводородов;
- 25 кг гидропероксида гептана;
Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа с сырьем представлен в таблице 8.3.
В результате реакции (8.1)-(8.3) (8.5) образуются предельные углеводороды С14 тогда количество предельных углеводородов С11 и выше составляет:
- после первого реактора
m(С11 и выше) = m0(С11 и выше) + m(С14Н30)
m(С11 и выше) = 680100 + 122610 = 802710 кгт;
- после второго реактора:
m(С11 и выше) = m0(С11 и выше) + m(С14Н30) ;
m(С11 и выше) =802710+ 11959 = 814666 кгт;
Кроме того в результате реакции (8.4) (8.9) образуются предельные углеводороды С4 тогда количество предельных углеводородов С1 - С4 после стадии реакции составляет:
- после первого реактора:
m(С1-С4) = m(С1-С4)ЦВСГ + m(С4Н10) ;
m(С1-С4) = 36243 + 4985 = 41 229 кгт;
m(С1-С4) = m(С1-С4) + m(С4Н10)
m(С1-С4) = 41229 + 0073 = 41302 кгт.
На реакции (8.1)-(8.9) расходуется водород количество водорода после стадии реакции составляет:
m’(Н2) = m(Н2)ЦВСГ – Σmр(Н2) = 26723 – 2547 = 241 76 кгт.
Материальный баланс стадии реакций представлен в таблицах 8.4. и 8.5.
Таблица 8.2 - Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа
Таблица 8.3 - Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа и сырья
Предельные ув С5-С10
Предельные ув С11 и выше
Гидропероксид гептана
Продолжение табл. 8.3
Таблица 8.4 - Материальный баланс стадии реакции (1-ый реактор)
Газо-продуктовая смесь
4 Материальный баланс стадии горячей сепарации
На этой стадии происходит разделение газо-продуктовой смеси на жидкий гидрогенизат и парогазовую смесь. По практическим данным в парогазовую смесь переходят следующие компоненты (в процентах от их количества в газо-продуктовой смеси после реакционной стадии):
- 97 % сероводорода тогда количество сероводорода которое уходит с парогазовой смесью составляет:
m(Н2S)п.г.с. = 097 · m(Н2S)
m(Н2S)п.г.с = 097 · 9196 = 8920 кгт
тогда количество сероводорода в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:
m(Н2S)ж.г. = m(Н2S) – m(Н2S)п.г.с.
m(Н2S)ж.г. = 9196 – 8920 = 0276 кгт;
- 50 % предельных углеводородов С5-С10 тогда количество предельных углеводородов С5-С10 которое уходит с парогазовой смесью составляет:
m(С5-С10)п.г.с. = 050 · m(С5-С10)
m(С5-С10)п.г.с. = 050 · 6294 = 3147 кгт
тогда количество углеводородов С5-С10 в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:
m(С5-С10)ж.г. = m(С5-С10) – m(С5-С10)п.г.с.
m(С5-С10)ж.г. = 6294 – 3147 = 3147 кгт
- 20 % непредельных углеводородов тогда количество непредельных углеводородов которое уходит с парогазовой смесью составляет:
m(СnН2n)п.г.с. = 020 · m(СnН2n)
m(СnН2n)п.г.с. = 020 · 789 = 1578 кгт
тогда количество непредельных углеводородов в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:
m(СnН2n)жг = m(СnН2n) – m(СnН2n)пгс;
m(СnН2n)ж.г = 7890 – 1578 = 6312 кгт;
- 77 % тиофена тогда количество тиофена которое уходит с парогазовой смесью составляет:
m(С4Н4S)п.г.с. = 077 · m(С4Н4S)
m(С4Н4S)п.г.с. = 077 · 0026 = 0020 кгт
тогда количество тиофена в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:
m(С4Н4S) ж.г = m(С4Н4S) – m(С4Н4S)п.г.с.
m(С4Н4S)ж.г = 0026 – 0020 = 0006 кгт.
На стадии холодной сепарации отделяются все углеводороды С1-С4 входящие в состав ЦВСГ. Количество предельных углеводородов С1-С4 в циркулирующем газе до подпитки и очистки после стадии горячей сепарации составляет (см.п.8.3):
m0(С1-С4)ЦВСГ = 34487 кгт
тогда количество предельных углеводородов С1-С4 в жидком гидрогенизате после сепарации высокого давления составляет:
m(С1-С4)ж.г.г = m(С1-С4) – m0(С1-С4)ЦВСГ
m(С1-С4)ж.г.г = 41302 – 34487 = 6814 кгт.
Количество предельных углеводородов С1-С4 перешедших в парогазовую смесь составляет:
m(С1-С4)п.г.с. = m(С1-С4) – m(С1-С4)ж.г.г.
m(С1-С4)п.г.с. = 41302 – 6814 = 34487 кгт
Вода и аммиак переходят в парогазовую смесь на этой стадии полностью тогда:
m(Н2О)п.г.с. = m(Н2О) = 1256 кгт;
m(NН3)п.г.с.= m(NН3) = 0260 кгт.
На этой стадии также часть водорода растворяется в гидрогенизате – 0.3 кгт а часть теряется как механические потери – 03 кгт весь оставшийся водород переходит в парогазовую смесь:
m(Н2)п.г.с. = m’(Н2) – mпот1(Н2) – mпот2(Н2)
m(Н2)п.г.с. = 24176 – 0300 – 0297 = 23579 кгт.
m(H2)ж.г.г. = mпот1(Н2)
m(H2)ж.г.г. = 03 кгт.
Остальные компоненты газо-продуктовой смеси переходят в жидкий гидрогенизат в неизменном после стадии реакции количестве.
Материальный баланс стадии горячей сепарации представлен в таблице 8.6.
Таблица 8.5 - Материальный баланс стадии реакции (2-й реактор)
Таблица 8.6 - Материальный баланс стадии горячей сепарации
Продолжение табл. 8.6
Механические потери водорода
5 Материальный баланс стадии холодной сепарации
На этой стадии происходит разделение парогазовой смеси на циркулирующий водородсодержащий газ и нестабильный гидрогенизат. По практическим данным на стадии сепарации низкого давления отделяется 75 % оставшегося после сепарации высокого давления сероводорода который переходит в ЦВСГ а также в ЦВСГ переходит весь водород и предельные углеводороды С1-С4 парогазовой смеси. Таким образом циркулирующий водородсодержащий газ после сепарации низкого давления будет содержать:
- сероводород в количестве:
m(Н2S)ЦВСГ = m(Н2S)п.г.с. · 075
m(Н2S)ЦВСГ = 8920 · 075 = 6690 кгт;
- предельные углеводороды С1-С4 в количестве:
m0(С1-С4)ЦВСГ = 34487 кгт;
- водород в количестве:
m0(H2)ЦВСГ = m(Н2)п.г.с.
m0(H2)ЦВСГ = 23579 кгт.
Тогда остаточное содержание сероводорода в нестабильном гидрогенизате составляет:
m(Н2S)нест.гидрог. = m(Н2S)п.г.с – m(Н2S)ЦВСГ
m(Н2S)нест.гидрог. = 8920 – 6690 = 2230 кгт.
Остальные компоненты парогазовой смеси переходят в нестабильный гидрогенизат в неизменном количестве.
Материальный баланс стадии сепарации низкого давления представлен в таблице 8.7.
6 Материальный баланс стадии стабилизации нестабильного гидрогенизата
На стадию стабилизации продукта поступают два потока: жидкий гидрогенизат из горячего сепаратора и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора. На этой стадии от продукта отделяется газовая фаза. Согласно практическим данным в газовую фазу уходят 90 % предельных углеводородов С1-С4 92 % воды и аммиака весь оставшийся сероводород водород и предельные углеводороды С5-С10. В стабильный гидрогенизат переходят все углеводороды С11 и выше непредельные и ароматические углеводороды тиофен а также в составе стабильного гидрогенизата уходят 10 % предельных углеводородов С1-С4 и по 8 % воды и аммиака.
Таким образом газовая фаза содержит:
m(Н2S)гф. = m(H2S)ж.г.г + m(Н2S)нест.гидрог.
m(Н2S)гф = 0276 + 2230 = 2506 кгт;
m(Н2)г.ф. = m(H2)ж.г.г
m(С1-С4)г.ф. = 09 · m(С1-С4)ж.г.г.
m(С1-С4)г.ф. = 09 · 6814 = 6133 кгт.
- предельные углеводороды С5-С10 в количестве:
m(С5-С10)гф = m(С5-С10)ж.г.г + m(С5-С10)нест. гидрог.
m(С5-С10)гф = 3147 + 3147 = 6294 кгт;
- вода в количестве:
m(Н2О)гф. = 092 · m(Н2О)нест. гидрог.
m(Н2О)гф. = 092 – 1256 = 1156 кгт;
- аммиак в количестве:
m(NН3)гф.= 092·m(NН3)нест.гидрог.
m(NН3)гф = 092·0260 = 0239 кгт.
Тогда стабильный гидрогенизат содержит:
- предельные углеводороды С11 и выше в количестве:
m(С11 и выше)стаб. гидрог. = m(С11 и выше)жгг
m(С11 и выше)стаб. гидрог. = 814666 кгт;
- непредельные углеводороды в количестве:
m(СnН2n)стаб. гидрог. = m(СnН2n)жг + m(СnН2n)нест.гидрог.
m(СnН2n)стаб. гидрог. = 6312 + 1578 = 7890 кгт;
- ароматические углеводороды в количестве:
m(аромат.ув)стаб. гидрог. = m(аромат.ув)ж.г.г
m(аромат.ув)стаб. гидрог. = 157900 кгт;
- тиофен в количестве:
m(С4Н4S)стаб. гидрог. = m(С4Н4S) ж.г.г + m(С4Н4S)нестаб. гидрог.
m(С4Н4S)стаб. гидрог. = 0020 + 0006 = 0026 кгт;
m(С1-С4)стаб. гидрог. = 01 · m(С1-С4)ж.г.г
m(С1-С4)стаб. гидрог. = 01 · 6814 = 0681 кгт
- вода и количестве:
m(Н2О)стаб.гидрог. = 008 · m(Н2О)нестаб. гидрог.
m(Н2О)стаб.гидрог. = 008 ·1256 = 0101 кгт;
m(NН3)стаб.гидрог. = 008 · m(NН3)нестаб.гидрог.
m(NН3)стаб.гидрог. = 008 · 0260 = 0021 кгт.
Материальный баланс стадии стабилизации продукта представлен в таблице 8.8.
Таблица 8.7 - Материальный баланс стадии холодной сепарации
Нестабильный гидрогенизат
7 Материальный баланс стадии дегазации дизельного топлива
На этой стадии происходит разделение стабильного гидрогенизата на шлемовый продукт и дегазированное дизельное топливо. Из практических данных известно что в шлемовый продукт переходят все растворенные в стабильном гидрогенизате углеводороды С1-С4 вода аммиак а также со шлемовым продуктом из дизельного топлива уносятся 02 % предельных углеводородов С11 и выше и 01 % непредельных углеводородов. Все остальные компоненты уходят в составе гидроочищенного дизельного топлива. Таким образом шлемовый продукт состоит из следующих компонентов:
- предельных углеводородов в количестве:
m(С1-С4)шлем пр = m(С1-С4)стаб. гидрог
m(С1-С4)шлем пр =0681 кгт;
- воды в количестве:
m(Н2О)шлем пр = m(Н2О)стаб. гидрог
m(Н2О)шлем пр = 0101 кгт;
- аммиака в количестве:
m(NН3)шлем. пр. = m(NН3)стаб.гидрог.
m(NН3)шлем. пр. = 0021 кгт
- предельных углеводородов С11 и выше в количестве:
m(С11 и выше)шлем. пр. = 0002 · m(С11 и выше)стаб.гидрог.
m(С11 и выше)шлем. пр. = 0002 · 814666 = 1629 кгт
- непредельных углеводородов в количестве:
m(СnН2n)шлем пр = 0001· m(СnН2n)стаб. гидрог.
m(СnН2n)шлем пр = 0001·7890 = 0008 кгт.
Тогда гидроочищенное дизельное топливо состоит из следующих компонентов:
m(С11 и выше)диз. топ = m(С11 и выше)стаб.гидрог. – m(С11 и выше)шлем пр
m(С11 и выше)диз. топ = 814666 – 1629 = 813036 кгт;
m(СnН2n)диз. топ = m(СnН2n)стаб. гидрог. – m(СnН2n)шлем пр
m(СnН2n)диз. топ = 7890 – 0008 = 7882 кгт;
m(аромат.ув)диз. топ = m(аромат.ув)стаб гидрог;
m(аромат.ув)диз. топ = 157900 кгт.
m(С4Н4S)диз. топ = m(С4Н4S)стаб. гидрог.
m(С4Н4S)диз. топ = 0026 кгт (в пересчете на элементную серу составляет 001 кгт).
Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата представлен в таблице 8.9.
Таблица 8.8 – Материальный баланс стадии стабилизации продукта
Стабильный гидрогенизат
Таблица 8.9 – Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата
Продолжение табл. 8.9
8 Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта
На этой стадии после захолаживание шлемового продукта дегазации происходит отделение от него жидкого нефтепродукта который выводится в линию некондиции. При этом в жидкий нефтепродукт из шлемового переходят 99 % предельных углеводородов С11 и выше 5 % воды и аммиака и все непредельные углеводороды. А оставшиеся компоненты шлемового продукта уходят в составе сырого углеводородного газа в сепаратор. Таким образом некондиционный нефтепродукт состоит из следующих компонентов:
- предельных углеводородов С11 и выше и количестве:
m(С11 и выше)некон нефт = 099· m(С11 и выше)шлем пр
m(С11 и выше)некон нефт = 099 · 1629 = 1613 кгт;
m(СnН2n) некон нефт = m(СnН2n)шлем пр
m(СnН2n) некон нефт = 0008 кгт
m(Н2О)некон нефт = 005·m(Н2О)шлем пр
m(Н2О)некон нефт = 005·0101 = 0005 кгт;
m(NН3)некон нефт = 005·m(NН3)шлем. пр.
m(NН3)некон нефт = 005·0021 =0001 кгт.
Тогда сырой углеводородный газ состоит из:
- предельных углеводородов С1-С4 в количестве:
m(С1-С4)сыр. ув газ = m(С1-С4)шлем пр
m(С1-С4)сыр. ув газ = 0681 кгт
m(Н2О)сыр ув газ = m(Н2О)шлем. пр – m(Н2О)некон. нефт.
m(Н2О)сыр ув газ = 0101 – 0005 = 0096 кгт;
m(NН3) сыр ув газ = m(NН3)шлем. пр. – m(NН3)некон нефт
m(NН3) сыр ув газ = 0021 – 0001 = 0020 кгт;
m(С11 и выше)сыр ув газ = m(С11 и выше)шлем пр – m(С11 и выше)некон нефт
m(С11 и выше)сыр ув газ = 1629 – 1613 = 0016 кгт.
Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта представлен в таблице 8.10.
9 Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа
На этой стадии происходит разделение сырого углеводородного газа на углеводородный газ направляемый на сжигание в печь нагрева сырья П-201 и дренажную воду. При этом углеводородный газ в П-201 представляет собой предельные углеводороды С1-С4:
m(С1-С4)ув газ в П.201 = m(С1-С4)сыр. ув газ
m(С1-С4)ув газ в П.201 = 0681 кгт.
Таким образом дренажная вода состоит из следующих компонентов:
m(Н2О)дренаж = m(Н2О)сыр ув газ
m(Н2О) дренаж = 0096 кгт;
m(NН3)дренаж = m(NНз)сыр. ув газ
mNН3)дренаж = 0020 кгт;
- предельных углеводородов С11 выше в количестве:
m(С11 и выше)дренаж = m(С11 и выше)сыр. ув газ
m(С11 и выше)дренаж = 0016 кгт.
Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа представлен в таблице 8.11.
Таблица 8.10 - Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта
Некондиционный нефтепродукт
Сырой углеводородный газ
10 Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ
На этой стадии происходит поглощение сероводорода из циркулирующего водородсодержащего газа 40 %-ым раствором МДЭА:
(С2Н4ОН)2NСН3 + Н2S [(С2Н4ОН)2NСН3]2Н2S (8.20)
Определим количество 40 %-ого раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из ЦВСГ по реакции (8.20). Количество сероводорода в ЦВСГ после стадии холодной сепарации составляет 6690 кгт.
Молярная масса МДЭА – 119 кгкмоль молярная масса комплекса (МДЭА·Н2S) – 272 кгкмоль. Получаем
- масса чистого МДЭА необходимого для реакции:
m(чистый МДЭА) = (2·119·6690) 34 = 46830 кгт;
- масса 40 %-ого раствора МДЭА необходимого для реакции составляет:
m(раствор МДЭА) = m (чистый МДЭА) 04.
m(раствор МДЭА) = 46830 04 = 117075 кгт;
- масса воды в 40 %-ом растворе МДЭА составляет:
m(Н2О) = m(40 % - раствор МДЭА) – m(чистый МДЭА);
m(Н2О) = 117075 – 46830 = 70245 кгт
Находим массу образовавшегося комплекса (МДЭА·Н2S) на стадии абсорбции ЦВСГ:
m(МДЭА·Н2S) = (272·6690) 734 = 53520 кгт.
Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н2S) составляет:
m(раствор МДЭА·Н2S) = m(МДЭА·Н2S) + m(Н2О)
m(раствор МДЭА·Н2S) = 53520 + 70245 = 123765 кгт.
Тогда раствор комплекса имеет следующий состав:
- массовая доля комплекса (МДЭА-Н2S) в растворе составляет:
(МДЭА·Н2S) = (53520 123765)·100 = 432 %;
- массовая доля вода в растворе комплекса составляет:
(Н2О) = (70245 123765)·100 = 568 %.
Из практических данных известно что с потоком очищенного ЦВСГ уносится 10 % раствора комплекса (МДЭА·Н2S) образовавшегося на стадии абсорбции ЦВСГ. Тогда количество раствора комплекса (МДЭА·Н2S) уходящего с потоком ЦВСГ составляет:
m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н2S) · 01
m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ = 123765 · 01 = 12377 кгт.
Таким образом вместе с потоком ЦВСГ в составе раствора комплекса (МДЭА-Н2S) уносится следующие количества компонентов раствора комплекса:
- комплекс (МДЭА-Н2S) в количестве
m(МДЭА·Н2S)ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ · 0432
m(МДЭА·Н2S)ЦВСГ = 12377 · 0432 = 5352 кгт;
m(Н2О)ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ – m(МДЭА·Н2S)ЦВСГ;
m(Н2О)ЦВСГ = 12377 – 5352 = 7025 кгт;
Остальное количество раствора комплекса (МДЭА-Н2S) уходит на стадию сепарации насыщенного раствора МДЭА а затем на регенерацию:
m(раствор МДЭА·Н2S) = m(раствор МДЭА·Н2S) – m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ
m(раствор МДЭА·Н2S) = 123.765 - 12377 = 111389 кгт
m(МДЭА·Н2S) = m(МДЭА·Н2S) – m(МДЭА·Н2S)ЦВСГ
m(МДЭА·Н2S) = 53520 – 5352 = 48168 кгт
m(Н2O) = m(Н2O) – m(Н2О)ЦВСГ
m(Н2O) = 70245 – 7022 = 63221 кгт.
Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ представлен в таблице 8.12.
11 Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции
На этой стадии происходит отделение от ЦВСГ унесенного со стадии абсорбции раствора комплекса (МДЭА·Н2S). В состав очищенного ЦВСГ переходят все предельные углеводороды С1- С4 и водород. Таким образом количество компонентов ЦВСГ до подпитки свежим ВСГ составляет:
m(Н2)0ЦВСГ = 23579 кгт;
- предельных углеводородов С1 - С4:
m(С1 - С4)0ЦВСГ = 34487 кгт.
Таким образом на этой стадии полностью отделяется унесенный раствор комплекса (МДЭА·Н2S) в количестве:
m(раствор МДЭА·Н2S) = m(раствор МДЭА·Н2S)ЦВСГ
m(раствор МДЭА·Н2S) = 12377 кгт
со следующим содержанием компонентов:
- комплекса МДЭА·Н2S:
m(МДЭА·Н2S) = 5352 кгт;
Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции представлен в таблице 8.13.
12 Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы
На этой стадии газовая фаза уходящая сверху стабилизационной колонны разделяется на сухой углеводородный газ бензин-отгон и кислую воду. По практическим данным на этой стадии отделяются все углеводороды С5-С10 которые образуют поток бензин-отгона:
m(С5-С10)бензин-отгон = m(С5-С10)гф
m(С5-С10)бензин-отгон = 6294 кгт.
Кроме того 1 молем аммиака связывается 1 моль сероводорода который уходит в составе кислого водного конденсата.
NH3 + Н2S NH4HS (8.21)
Количество аммиака в газовой фазе после стабилизационной колонны составляет:
n(NН3)гф = m(NН3)гф M(NН3)
где M(NН3) – молекулярная масса аммиака кгкмоль; M(NН3) = 17 кгкмоль
n(NН3)гф = 0239 17 = 0014 кмольт.
Тогда количество сероводорода связанного аммиаком составляет:
n(Н2S)вод = n(NНз)г.ф. = 0014 кмольт;
m(Н2S)вод = n(Н2S)ам · М(Н2S)
m(Н2S)вод = 0014·34 = 0478 кгт.
А количество образовавшегося гидросульфида аммония составляет:
n(NH4НS)вод. = n(Н2S)вод = 0014 кмольт
m(NH4НS)вод. = n(NH4НS)вод. · М(NH4НS)
где М(NH4НS) – молекулярная масса гидросульфида аммония кгкмоль; М(NH4НS) = 51 кгкмоль.
Тогда масса гидросульфида аммония в водном конденсате составляет:
m(NH4НS)вод = 0014 – 51 =0717 кгт.
Кроме того в состав водного конденсата входит вся вода находящаяся в газовой фазе после стадии стабилизации продукта:
m(Н2О)вод. = m(Н2О)г.ф. = 1156 кгт.
А также в водный конденсат переходят остатки водорода из газовой фазы и растворяются 15 % предельных углеводородов С1-С4 от их общего количества в газовой фазе:
m(С1-С4)вод = 015·m(С1-С4)г.ф.
m(С1-С4)вод. = 015·6133 = 0920 кгт;
m(Н2)вод = m(Н2)г.ф. = 0300 кгт.
В состав сухого углеводородного газа из газовой фазы переходят не растворившиеся углеводороды С1-С4 и часть сероводорода несвязанного аммиаком:
m(С1-С4)ув газ = m(С1-С4) г.ф. – m(С1-С4) вод
m(С1-С4)ув газ = 6133 – 0.920 = 8.21 3 кгт.
m(Н2S) ув газ = m(Н2S) г.ф. – m(Н2S)вод
m(Н2S) ув газ = 2506 – 0.478 = 2028 кгт.
Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы представлен в таблице 8.14
Таблица 8.13 - Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции
ЦВСГ с раствором (МДЭА · Н2S)
Комплекс (МДЭА · Н2S)
Раствор (MДЭA · H2S)(II)
Таблица 8.14 - Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы
Гидросульфид аммония
Сухой углеводородный газ
13 Материальный баланс стадии отдува сероводорода от водного конденсата
На этой стадии осуществляется отдув сероводорода из водного конденсата. При этом гидросульфид аммония полностью разлагается на сероводород и аммиак по реакции (8.22)
NH4НS NH3 + H2S (8.22)
n(NH4НS)вод.= n(NН3)вод = n(Н2S)вод. = 0014 кмольт;
m(NН3)вод = n(NН3)вод · M(NН3)
m(NН3)вод = 0014·17 = 0239 кгт;
m(Н2S)вод. = n(Н2S)вод · М(Н2S)
А вместе с сероводородом от водного конденсата отделяются водород и предельные углеводороды С1-С4. В результате этого разделения образуется два потока:
- очищенный водный конденсат состоящий из воды и аммиака:
m(Н2О)вод очищ = m(Н2О)вод = 1156 кгт;
m(NНз)вод очищ = m(NН3)вод = 0239 кгт;
- сероводородсодержащий газ состоящий из сероводорода водорода и предельных углеводородов С1-С4:
m(Н2S)сер.газ = m(Н2S)вод
m(Н2S)сер.газ = 0478 кгт
m(С1-С4)сер.газ = m(С1-С4)вод
m(С1-С4)сер.газ = 0920 кгт
m(Н2)сер.газ = m(Н2)вод
m(Н2)сер газ = 0300 кгт.
Материальный баланс стадии отдува сероводорода из водного конденсата представлен в таблице 8.18.
14 Материальный баланс стадии абсорбции сухого углеводородного газа
На этой стадии происходит поглощение сероводорода из сухого углеводородного газа 40 %-ым раствором МДЭА по реакции (8.23)
(С2Н4ОН)2NCH3 + Н2S [(С2Н4ОН)2NCH3]2Н2S (8.23)
Определим количество 40 %-го раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из сухого углеводородного газа. Количество сероводорода в сухом углеводородном газе после стадии сепарации газовой фазы составляет 2028 кгт.
Молярная масса МДЭА – 119 кгкмоль. Молярная масса комплекса (МДЭА·Н2S) – 272 кгкмоль.
- масса чистого МДЭА необходимого для реакции (8.23) составляет:
m(чистый МДЭА) = (2·119·2028) 34 = 14195 кгт;
- масса 40 % -го раствора МДЭА необходимого для реакции (8.23) составляет:
m(раствор МДЭА) = m(чистый МДЭА) 04
m(раствор МДЭА) = 14195 04 = 35486 кгт;
m(Н2О) = m(раствор МДЭА) – m(чистый МДЭА)
m(Н2О) = 35486 –14195 = 21292 кгт.
Находим массу образовавшегося по реакции (8.23) комплекса (МДЭА·Н2S):
m(МДЭА·Н2S) = (272·2028) 34 = 16222 кгт;
Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н2S) полученного на стадии абсорбции сухого газа составляет:
m(раствор МДЭА·Н2S) = m(МДЭА·Н2S) + m(Н2О);
m(раствор МДЭА·Н2S) = 16222 + 21292 = 37514 кгт.
Таким образом раствор комплекса (МДЭА·Н2S) имеет следующий состав:
- массовая доля комплекса (МДЭА·Н2S) в растворе составляет:
(МДЭА·Н2S) = (16222 375 14)·100 = 432 %;
- массовая доля воды в растворе комплекса составляет:
(Н2О) = (21292 375 14)·100 = 568 %.
Из практических данных известно что в насыщенном растворе МДЭА растворяется 15 % предельных углеводородов С1-С4 из сухого углеводородного газа:
m(С1-С4)МДЭА = 015· m(С1-С4)ув газ
m(С1-С4)МДЭА = 015-5213 = 0782 кгт.
А в очищенный углеводородный газ переходят нерастворенные предельные углеводороды С1-С4. Очищенный углеводородный газ используется для печи нагрева сырья.
m(С1-С4)ув газ в П-201 = m(С1-С4)ув газ – m(С1-С4)МДЭА
m(С1-С4)ув газ в П-201 = 5213 – 0782 = 4431 кгт.
Материальный баланс стадии абсорбции углеводородного газа представлен в таблице 8.16.
Таблица 8.15 - Материальный баланс стадии отдува сероводорода из водного конденсата
Водный конденсат очищенный
Сероводородсодержащий газ
Таблица 8.16 - Материальный баланс стадии очистки сухого углеводородного газа
Раствор комплекса (МДЭА·Н2S)(Ш)
Таблица 8.17 - Материальный баланс стадии очистки сероводородсодержащего газа
Раствор комплекса (МДЭА·Н2S)(IV)
15 Материальный баланс стадии очистки сероводородсодержащего газа
На этой стадии происходит поглощение сероводорода из сероводородсодержащего газа 40%-ным раствором МДЭА по реакции (8.24)
(С2Н4ОН)2 NCH3 + Н2S [(С2Н4ОН)2 NСН3]2 Н2S (8.24)
Определим количество 40 %-го раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из сероводородсодержащего газа. Количество сероводорода в сероводородсодержащем газе после составляет 0478 кгт. Молярная масса МДЭА - 119 кгкмоль; молярная масса комплекса (МДЭА·Н2S) - 272 кгкмоль.
- масса чистого МДЭА необходимого для реакции (8.24) составляет:
m(чистый МДЭА) = (2·119·0478) 734 = 3347 кгт;
- масса 40 % -го раствора МДЭА необходимого для реакции (8.24) составляет:
m (раствор МДЭА) = m(чистый МДЭА) 04
m(раствор МДЭА) = 3347 04 = 8367 кгт;
- масса воды в 40 % - ном растворе МДЭА составляет:
m(Н2О) = 8367 – 3347 = 5020 кгт.
Находим массу образовавшегося по реакции (8.24) комплекса (МДЭА·Н2S):
m(МДЭА·Н2S) = (272·0487) 34 = 3825 кгт.
Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н2S) образовавшегося на стадии очистки сероводородсодержащего газа составляет:
m(раствор МДЭА·Н2S) = 3825 + 5020 = 8845 кгт.
- массовая доля комплекса (МДЭА·Н2S) в растворе составляет
(МДЭА·Н2S) = (3825 8845)·100 = 432 %;
- массовая доля вода в растворе комплекса составляет
(Н2О) = (5020 8845)·100 = 568 %.
Из практических данных известно что в насыщенном растворе МДЭА растворяется 15 % предельных углеводородов С1-С4 из сероводородсодержащего газа:
m(С1-С4)МДЭА = 015· m(С1-С4)cер газ
m(С1-С4)МДЭА = 015·0920 = 0138 кгт.
В результате этой очистки образуется топливный газ направляемый в печь нагрева сырья.
В топливный газ из сероводородсодержащего газа переходят нерастворенные предельные углеводороды С1-С4 и водород.
m(С1-С4)топ газ в П-201 = m(С1-С4)сер газ – m(С1-С4)МДЭА
m(С1-С4)топ газ в П-201 = 0920 – 0138 = 0782 кгт;
m(Н2)топ газ в П-201 = m(Н2)сер.газ
m(Н2)топ газ в П-201 = 0300 кгт.
Материальный баланс стадии абсорбции сероводородсодержащего газа представлен в таблице 8.17.
Таблица 8.18 - Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА
Раствор комплекса (МДЭА·Н2S) (I II III IV)
Раствор комплекса (МДЭА·H2S)
16 Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА
На этой стадии из насыщенного раствора МДЭА после абсорбции водородсодержащего газа сухого углеводородного и сероводородсодержащего газа выделяется растворенный газ. Количество раствора комплекса (МДЭА·Н2S) со стадий очистки газов составляет:
Σm(МДЭА·Н2S)р-р = m(МДЭА·Н2S) + m(МДЭА·Н2S) + m(МДЭА·Н2S) + m(МДЭА·Н2S)
Σm(МДЭА·Н2S)р-р = 48168 + 5352 + 16222 + 3825 = 73567 кгт
Σm(Н20)р-р = m(Н20) + m(Н2О) + m(Н2О) + m(Н2О)
Σm(Н20)р-р = 63221 + 7025 + 21292 + 5020 = 96557 кгт.
Общее количество насыщенного раствора комплекса (МДЭА·Н2S) выделяемого при сепарации составляет:
Σm(раствор МДЭА·Н2S) = Σm(МДЭА·Н2S)р-р + Σm(Н20)р-р;
Σm(раствор МДЭА·Н2S) = 73567 + 96557 = 170124 кгт.
Количество растворенного газа выделенного из насыщенного раствора комплекса (МДЭА·Н2S) составляет:
Σm(С1-С4)МДЭА = 0782 + 0138 = 0920 кгт.
Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА представлен в таблице 8.18.
Насыщенный раствор комплекса (МДЭА·Н2S) направляется на УПЭС или установку по производству серной кислоты.
17 Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим
На этой стадии к регенерированному раствору МДЭА поступающего с УПЭС добавляется свежий раствор в количестве равном потерям МДЭА на стадии регенерации. Таким образом количество свежего раствора МДЭА составляет:
m(раствор МДЭА)свежий = mпот(раствор МДЭА)
m(раствор МДЭА)свежий = 0483 кгт
m(Н2O)свежий = 0290 кгт.
Тогда количество раствора МДЭА отправляемого на абсорбцию газов составляет:
m(раствор МДЭА)абсор. = m(раствор МДЭА)реген + m(раствор МДЭА)свежий
m(раствор МДЭА)абсор = 160446 + 0483 = 160928 кгт в том числе
m(МДЭА)абсорб. = 64371 кгт;
m(Н2О)абсорб. = 96557 кгт.
Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим представлен в таблице 8.19.
Таблица 8.19 – Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим раствором МДЭА
Регенерированный раствор МДЭА
Раствор МДЭА на очистку газов
Таблица 8.20 – Сводная таблица расходных коэффициентов
Расходный коэффициент
в проектируемом производстве
в производстве - аналоге
Сырье - прямогонная дизельная фракция
Свежий водородсодержащий газ
Свежий 40 %-ый раствор МДЭА

icon 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.docx

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР С ОБОСНОВАНИЕМ
Во многих странах мира нефтеперерабатывающая промышленность стоит перед решением проблем связанных с введением более строгих спецификаций на моторные топлива и с изменением спроса на них. Особенно быстро в разных странах меняются спецификации на бензин и дизельное топливо вынуждая нефтепереработчиков инвестировать средства в строительство новых или в реконструкцию действующих установок.
С 2005 года в странах ЕС действуют нормы по выбросам вредных веществ для автомобильной техники Евро 4 регламентирующие содержание серы в дизельном топливе не более 50 ррm. К 2010 году планируется весь дизельный транспорт перевести на топливо с ультра низким содержанием серы 10 ррm.
Снижение содержания серы в дизельном топливе может быть достигнуто путем гидроочистки проводимой в более жестких условиях. Указанная цель также может быть достигнута подбором нового более эффективного для данного типа сырья катализатора.
Большинство реакторов гидропереработки нефтяного сырья находящихся в настоящее время в эксплуатации спроектированы и построены в середине 70-х годов. Поскольку выходы продуктов и их качество изменились многие нефтепереработчики смогли получить преимущества от использования прогресса в разработке катализаторов и избежать крупных капиталовложений в свои установки. Однако для того чтобы полностью реализовать потенциал реакторной системы экономически эффективно необходима подробная оценка рабочих характеристик и конструкции существующих реакторных систем в сочетании с тщательным рассмотрением имеющихся в наличии вариантов модернизации реакторов.
По совершенствованию качества дизельных топлив большие усилия прилагают европейские страны. В них принята концепция ужесточения требований к этому виду топлива особенно по содержанию в нём сернистых соединений. В настоящее время ограниченное число нефтеперерабатывающих заводов в мире может получать дизельное топливо с ультранизким содержанием сернистых соединений. С 2000 года в Европе действуют нормы Евро-3 устанавливающие требования по цетановому числу не менее 51 по сере не более 0035 массовых % плотности не более 0845 гсм3 при нормировании содержания полиароматических соединений не более 11 % объёма.
Гидрогенизационные процессы в нефтеперерабатывающей промышленности применяется во всё возрастающем объёме. Широкое развитие их обусловлено в основном повышением требований к качеству вырабатываемых нефтепродуктов и значительным объёмом сернистых нефтей поступающих на переработку.
В нефтеперерабатывающей промышленности гидроочистка как тип гидрогенизационных процессов является основным. Она применяется для удаления из нефтепродуктов металло- и сероорганических соединений а также соединений кислорода и азота и для снижения содержания непредельных и ароматических углеводородов для улучшения запаха и цвета нефтепродуктов. В результате гидроочистки уменьшается коррозия оборудования и снижается загрязнение атмосферы.
Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-242000 введена в эксплуатацию в 1993 году. Она предназначена для очистки от сернистых кислород- и азотсодержащих соединений прямогонного дизельного топлива поступающего с установок АВТ.
Очищенное от сернистых соединений дизельное топливо используется в качестве компонента для получения товарных дизельных топлив согласно действующим ГОСТам и ТУ а также согласно Техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину дизельному и судовому топливу топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».
Установка ЛЧ-242000 состоит из следующих блоков:
) Узел подачи сырья.
) Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата.
) Блок очистки газов.
) Блок сырьевых резервуаров.
) Узел ввода присадок в дизельное топливо.
) Узел аварийного освобождения дренажа и приема факельных сбросов.
Бензин-отгон является побочным продуктом гидроочистки и выводится на установки АВТ-5 АВТ-6 БПС ЛЧ-3511-600.
Углеводородные газы образующиеся в процессе гидроочистки используются на установке в качестве компонента печного топлива.
Сероводород образующийся в процессе гидроочистки поглощается раствором МДЭА после чего насыщенный раствор направляется на производство серной кислоты или производство элементарной серы.
Разработчики проекта:
фирма «Хепос» Чешская республика основной проект.
«Ленгипронефтехим» регламент и приведение к нормам.
Химические основы процесса: удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C-S C-N и С-О и насыщения образующихся осколков водородом. При этом сера азот и кислород выделяются соответственно в виде H2S NH3 и Н2О.
Превращение серосодержащих соединений:
Кинетика гидрирования сернистых соединений сильно зависит от их строения. Она уменьшается с увеличением молекулярной массы то есть удаление серы из тяжёлых нефтяных фракций происходит с большим трудом чем из лёгких. Взаимодействие индивидуальных серосодержащих соединений различного класса с водородом в условиях гидроочистки происходит по реакции первого порядка.
Превращение азоторганических соединений: гидрогенолиз связи C-N протекает труднее чем C-S поэтому в процессах гидроочистки азот удалить сложнее.
C6H5CH2NH2 + Н2 С6Н5СН3 + NH3
Хуже всего удаляется азот из циклических структур. Пиролл гидрируется до бутана и аммиака. При гидроочистке достигается практически полное гидрирование азотосодержащих соединений.
Превращение кислородосодержащих и металлоорганических соединений: в среднедистилляционных фракциях кислород может быть представлен соединениями типа спиртов эфиров фенолов. В высококипящих фракциях в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородосодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтах.
RC6Н4OH + 2Н2 RC6H5 + Н2О
В присутствии обычных катализаторов гидроочистки кислородосодержащие соединения удаляются практически нацело.
Металлоорганические соединения разлагаются на активных катализаторах с выделением свободного металла являющегося каталитическим ядом.
Превращение углеводородов: в условиях процесса гидроочистки происходит гидрирование алкенов алкадиенов и частично полициклических аренов.
RCH=CH2 + Н2 RCH2CH3 (Т=310-400 °С Р =3 МПа)
Полициклические арены гидрируются при той же температуре что и алкены но при большем давлении 3-7 МПа.
Макрокинетика процесса: скорость протекания реакции гидроочистки нефтяных фракций зависит от химической природы и физических свойств сырья типа катализатора парциального давления водорода объёмной скорости подачи сырья температуры и других факторов. С повышением температуры скорость реакций гидрирования возрастает. Однако верхний предел температуры ограничен (400-420 °С) что связано с неблагоприятным термодинамическим равновесием гидрирования тиофенов. Кроме того повышение температуры способствует реакции гидрокрекинга дегидрирования полициклических циклоалканов и коксообразованию. В зависимости от качества исходного сырья и требуемого качества очищенного продукта гидроочистку проводят при температуре 250-350 °С.
Скорость газофазной реакции (при гидроочистке легких фракций) возрастает с увеличением парциального давления водорода до 3 МПа и не изменяется. В жидкофазном процессе (при гидроочистке высококипящих фракций) повышение давления водорода до очень высоких значений увеличивает скорость реакции ускоряя транспортирование водорода через плёнку жидкости к поверхности катализатора. Предел повышения давления обычно ограничивается удорожанием оборудования и составляет 8 МПа.
Объёмная скорость подачи сырья зависит от содержания и типа гетероатомных соединений в сырье от технологии получения сырья и требуемой глубины очистки. Обычно она колеблется от 05 до 10 ч–1. Гидроочистку сырья с высоким содержанием тиофенов проводят с меньшей объёмной скоростью чем сырья содержащего серу в виде меркаптанов и сульфидов. Низкая объёмная скорость требуется также для переработки тяжёлого сырья.
В промышленности процесс гидроочистки проходит при следующих показателях технологического режима:
среднее давление в реакторах МПа 3-6
температура в реакторах 0С 350-400
объёмная скорость подачи сырья ч–1 2-5
кратность циркуляции ВСГ м3м3 200-350
содержание водорода в ЦВСГ % (об.) от 78
Для получения дизельного топлива с ультранизким содержанием серы очень важно в тонкостях понимать химию процесса удаления серы из фракций нефтепродуктов. Процесс удаления серы из дизельных фракций является достаточно сложным особенно если речь идет об очень глубокой очистке. Хотя в дизельном топливе и присутствуют серосодержащие соединения точки кипения которых расположены по всему интервалу кипения топлива наиболее устойчивые и трудные для удаления соединения (например 46-диметилдибензотиофен) обнаруживаются во фракциях с наиболее высокими температурами кипения (более 320 °С). Выяснено что имеется два основных типа химических реакций используемых для удаления этих серосодержащих соединений (рисунок 1.1): прямая реакция (гидрогенолиз) и реакция гидрогенизации. Считается что последний способ является наиболее эффективным с точки зрения снятия стерических ограничений. К третьему наименее важному способу удаления серы относятся реакции при которых происходит изменение структуры молекул серосодержащих соединений.
Возможными для реализации являются все три типа реакций при этом предпочтительное направление протекания реакций определяют рабочие условия конкретного процесса и тип применяемых катализаторов.
Рисунок 1.1 – Возможные типы реакций для удаления 46-диметил-дибензотиофена при гидродесульфуризации
Известно что реакции гидрогенолиза ингибируются как сероводородом так азотсодержащими соединениями в то время как при использовании способа основанного на гидрогенизации в качестве ингибиторов выступают в основном азотосодержащие соединения. Поскольку в указанных случаях реакционная способность серосодержащих органических соединений оказывается различной то катализаторы работающие по механизму гидрогенолиза (кобальт-молибденовые или СоМо-катализаторы) ведут себя иначе чем катализаторы которые в основном работают по механизму гидрогенизации (никель-молибденовые или NiMo-катализаторы). Для неустойчивых серосодержащих соединений основным типом реакций является гидрогенолиз что делает крайне эффективным применение СоМо-катализаторов. Для удаления же устойчивых соединений серы лучше использовать катализаторы с высокой активностью в процессе гидрогенизации. Высокая гидрогенизационная активность способствует протеканию реакций гидрогенизационного типа а также удалению ингибирующих азотосодержащих соединений.
Эти концепции являются основными при выборе типа используемого катализатора: для работы при низком давлении когда важнейшим типом протекающих реакций является гидрогенолиз лучше использовать СоМо-катализатор. При увеличении рабочего давления более важными становятся реакции типа гидрогенизации и в этом случае предпочтительным катализатором будет уже NiMo-катализатор. Помимо такого фактора как давление на выбор оптимального катализатора или каталитической системы для конкретной установки также влияют содержание азота в сырье и требуемая объемная скорость.

icon 7 КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА.docx

7 КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА
1 Цели и задачи автоматизации
Автоматизация – это внедрение технических средств управляющих процессами без непосредственного участия человека. Разнообразие технических средств автоматизации глубокое изучение процессов химической технологии а также достаточно хорошо разработанная теория автоматического управления позволяют интенсивно проводить автоматизацию в химической промышленности.
Одной из основных задач автоматизации технологических процессов является повышение экономической эффективности производства. В ряде случаев само производство не может быть реализовано без его автоматизации. Существует значительное число процессов интенсификация которых возможна лишь при ведении их в предаварийных режимах что вызывает необходимость в процессе автоматизации таких производств решать совместные задачи автоматического управления и автоматической защиты.
Важнейшей предпосылкой автоматизации является обработанность технологии производства. Основными требованиями которые предъявляет автоматизация к технологии являются неразрывность технологической цепи в пределах автоматизируемого участка и целесообразное расположение оборудования в соответствии с направлением движения материальных и энергетических протоков. Чем полнее соответствует процесс указанным требованиям тем выше экономическая эффективность автоматизации.
В химической промышленности вопросам автоматизации уделяется особое внимание. Это объясняется сложностью и большой скоростью протекания технологических процессов высокой чувствительностью их к нарушениям режима вредностью условий работы взрыво- и пожароопасностью перерабатываемых веществ.
Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования исключает случаи травматизма предупреждает загрязнение окружающей среды.
2 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации
КИПиА установки в основном базируется на пневматических приборах: регулирование расхода уровней давлений. На части ответственных позиций реакторного блока установлены электронные контроллеры фирмы «Сименс» которые регулируют давление и температуру топливного газа к печам температуры низа колонн. Все температурные показатели по которым не требуется регулирование сведены на мультиплексор на основе процессора Intel Core 2 Duo.
Для обеспечения безаварийной эксплуатации процесса предусмотрена система блокировок. Контрольно-измерительные приборы снабжены звуковой и световой сигнализацией о выходе параметров за допустимые нормы. Технологическая карта параметров процесса приведена в табл. 7.1.
Таблица 7.1 - Технологическая карта параметров процесса
Наименование оборудования номер позиции на схеме
Номер позиции контура КИП по схеме
Наименование и размерность
Допустимые пределы технологических параметров
Реактор гидроочистки Р-200
Температура на входе оС
Блокировка сигнализация
Температура на выходе оС
Давление на входе кгссм2
Давление на выходе кгссм2
Показание регистрация
Перепад температуры в слое катализатора оС
Показание регистрация сигнализация
Реактор гидроочистки Р-201
Регистрация сигнализация
3 Выбор и описание функциональной схемы автоматизации
Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ - 242000 оснащена распределенной микропроцессорной системой управления (РСУ).
РСУ решает следующие задачи:
сбор и первичную обработку данных технологического процесса;
сбор и первичную обработку данных состояния технологических устройств;
мониторинг и управление процессом;
управление как отдельными так и групповыми электроприводами;
реализация технологических блокировок и защит;
логическое управление;
сбор данных и представление динамики технологического процесса в виде трендов;
формирование предупредительной и аварийной сигнализации;
формирование журналов;
формирование отчетов.
Отдельно программируемые микропроцессорные контроллеры предназначены для приема сигналов от датчиков расположенных на установке обработке данных а также для выдачи управляющих сигналов на исполнительные устройства.
К сети соединяющей станции расширения подключены консоли оператора выполненные на базе персональных компьютеров со своими мониторами клавиатурами и манипуляторами типа «трекбол».
Консоли периодически опрашивают контроллер принимают от него данные и отображают эти данные на соответствующих страницах.
При поступлении команд управления от оператора консоль пересылает эти команды в контроллер для последующего их вывода на исполнительное устройства.
Технологический процесс отображается на графических мониторах в разных формах: в виде мнемосхем трендов (временных графиков) информационных журналов насосов вентиляции АВГ.
Оператор-технолог может наблюдать за ходом технологического процесса путем вызова на экран монитора существующих видеокадров.
Аппаратно РСУ представлена на рисунке 7.1.
Рисунок 7.1 - Структурная схема РСУ установки ЛЧ - 242000
Активизируя соответствующие объекты технологической схемы с помощью трекбола оператор-технолог имеет возможность:
наблюдать состояние динамического оборудования - компрессоров насосов АВГ по цвету этого оборудования:
включен – цвет зеленый;
выключен – цвет серый.
электрозадвижек и отсекателей по цвету механизма:
открыта – цвет зеленый;
закрыта – цвет серый.
переходное состояние – бордовый.
состояние "Авария" – красный.
определять режим работы задвижек и отсекаетелей:
«Ручной» – оператор может открыватьзакрывать задвижки (отсекатели) с рабочей станции.
«Автомат» – задвижка (отсекатель) в автоматическом режиме по блокировке какой- либо позиции (оператор не может открыватьзакрывать задвижкиотсекатели) с рабочей станции.
наблюдать регистрацию аналоговых значений параметров технологического процесса выводимых в сером прямоугольнике под названием позиции;
наблюдать регистрацию дискретных значений параметров технологического процесса в виде цветного кружка рядом с названием позиции:
зеленый круглый (квадратный) индикатор – параметр в норме;
красный круглый (квадратный) индикатор – параметр имеет значение уставки сигнализации или блокировки;
наблюдать уровень в колоннах и емкостях в виде цветного столбика:
зеленый цвет - уровень в норме;
красный цвет - значение достигло уровня сигнализации и блокировки.
наблюдать режим работы регулирующих клапанов - по индикации:
Р – ручной (цвет оранжевый)
А – автомат (цвет зеленый)
изменять с помощью клавиатуры задания на регуляторах и процент открытия регулирующих клапанов;
отключать электроприводы насосов вентиляторов АВГ;
выбирать позицию для регулировки по кнопке «Выбор по регулир »;
при этом около клапана высвечивается на зеленом фоне номер регулирующей позиции;
просматривать в журналах сообщения о технологических нарушениях состоянии динамического оборудования и исполнительных механизмов и т.д.
наблюдать динамику технологического процесса при просматривании трендов активизируя правой кнопкой трекбола окна регистрации соответствующих параметров.
Системой формируются отчеты: материальный баланс наработка оборудования. Режимные листы могут быть выведены на печать. Сведения о регулируемых и регистрируемых параметрах реакторного блока установки сведены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Контроль и автоматизация процесса
Наименование прибора
Температура входа ГСС в Р-200°С
Трубопровод на входе в Р-200
Перепад температур в слое катализатора в Р-200°С
Люк для многозонной термопары
Температура на выходе из Р-200 °С
Трубопровод на выходе из Р - 200
Давление на входе ГСС в Р-200 °С
Давление на выходе из Р-200 °С
Трубопровод на выходе из Р-200
Перепад температур в слое катализатора в Р-201°С
Давление на входе в Р-201 °С
Трубопровод на входе в Р-201
Давление на выходе из Р-201 °С
Трубопровод на выходе из Р-201
Температура на выходе из Р-201 °С

icon 10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ РЕАКТОРА.docx

10 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ РЕАКТОРА
Целью расчёта является определение конструктивных размеров аппарата (высоты диаметра).
1 Описание устройства реактора
Реактор предназначен для проведения процесса гидроочистки дизельного топлива. Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический толстостенный аппарат диаметром 3600 мм и высотой 14260 мм с приварными крышкой и днищем. Реактор устанавливается на специальной опоре и крепится с помощью фундаментных болтов. В верхней части аппарата имеются специальные цапфы для монтажа аппарата. Аппарат снабжен двумя штуцерами для входа газосырьевой смеси и выхода газопродуктовой смеси. В днище аппарата имеются два лючка для выгрузки катализатора а в верхней крышке имеется штуцер для установки многозонной термопары. Вверху реактора имеется люк для загрузки катализатора. В верхней части реактора монтируется распределительная тарелка снабжённая отверстиями. Общее сечение отверстий должно составлять не менее 90 % сечения реактора. В верхнюю и нижнюю часть реактора загружаются фарфоровые шары диаметром 6 12 20 мм для уменьшения тепловой нагрузки и недопущения уноса катализатора. В верхнем штуцере устанавливается приспособление для гашения потока а в нижнем штуцере устанавливается решётка для предотвращения попадания фарфоровых шаров в трубопровод газопродуктовой смеси. В реакторы загружена система катализаторов – защитного слоя (KF-542 KG-55) предотвращающего засорение катализатора гидроочистки и непосредственно никель-молибденовый катализатор гидроочистки (KF-841 KF-757).
Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 349°С – 382°С на выходе – 369°С – 397°С давление на входе – 417 кгссм2 (40 МПа). Перепад давления по реактору Р-200 должен быть не более 2 кгссм2.
Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 369°С – 397°С на выходе - 380°С – 400°С давление на входе - 407кгссм2 – 397 кгссм2.
Перепад давления по реактору Р-201 должен быть не более 25 кгссм2.
2 Расчет основных технологических размеров реактора
Расчёт диаметра аппарата: реакционный объём определяется с учётом производительности по объёмной скорости подачи сырья:
где Vр.о. – объём реакционной зоны м3;
V0 – удельная скорость подачи сырья ч–1 принимаем V0 = 38 ч–1 2;
Gc– расход сырья кгч.
Диаметр реактора (D) м рассчитываем по формуле:
где V - секундный объём смеси в реакторе м3с;
wдоп - допустимая скорость потока мс.
Принимаем допустимую скорость потока равной 025 мс 34. Средние молекулярные массы сырья и ЦВСГ равны соответственно Мс = 19836 кмолькг и МЦВСГ = 424 кмолькг
Реакционный объём смеси проходящей через свободное сечение реактора находим по формуле 2:
где tcp - средняя температура в реакторе °С;
Р0 - давление при нормальных условиях МПа;
Рср - среднее давление в реакторе МПа.
Тогда диаметр реактора будет равен
Принимаем диаметр реактора равным 36 м.
Площадь сечения реактора (F) м2 находим по формуле
Высоту слоя катализатора (НК) м определяем по формуле
Высоту реактора (Нр-ра) м определяем по формуле:
Нр-ра = НК + D + 016 + 012 + 02; (10.6)
где 016; 012; 02 – конструктивные размеры м
Нр-ра = 1018 + 36 + 016+ 012 + 02 = 1426 м
Таким образом основные размеры реактора составляют: диаметр 36 и высота 1426 м.
Рассчитаем потерю напора в слое катализатора. Потерю напора в слое катализатора вычисляем по формуле 2
где – порозность слоя;
и – линейная скорость движения потока фильтрующегося через слой катализа тора мс;
– динамическая вязкость Па·с;
d – средний диаметр частиц м;
pсм – плотность реакционной смеси кгм3;
g – ускорение силы тяжести мс2.
Средний диаметр частиц катализатора (d) равен 2 · 10–3 м. Порозность слоя вычисляем по формуле:
где γн – насыпная плотность катализатора равная 640 кгм3;
γк – кажущаяся плотность катализатора равная 1524 кгм3.
Линейная скорость потока определяется по формуле:
где Vp.с. – объём реакционной смеси м3с.
Vр.с. = Vс + VЦВСГ (10.10)
где Vc – объём сырья м с;
VЦВСГ – объём водородсодержащего газа м3с.
где Gc – расход сырья кгч;
GСЖ – коэффициент сжимаемости зависит от Тпр и Рпр;
Мс – молекулярная масса сырья гмоль;
Р – среднее давление в реакторе МПа.
При Тпр = 0845 и Рпр = 088 коэффициент сжимаемости Zc = 035
где GЦВСГ – расход водородсодержащего газа кгч;
МЦВСГ – молекулярная масса водородсодержащего газа гмоль;
Zсж – коэффициент сжимаемости газа равен 1.
Тогда объём реакционной смеси (Vp.c.) будет равен
Vp.c. = 019 + 164 = 183 м3с.
Линейную скорость движения потока фильтрующегося через слой катализатора находим по формуле (10.9)
Динамическая вязкость смеси определяется по формуле:
где Мсм – средняя молекулярная масса смеси гмоль.
= 6367 · (66 – 43lg5294) · 10–8 = 168 · 10–6 Па · с
Определяем плотность реакционной смеси по формуле
Подставив в формулу (10.7) для расчета потери напора числовые значения величин получим следующее
ΔР = 1190 · 1018 = 121142 Па = 0012 МПа
Из расчета видно что потеря напора в слое катализатора не превышает предельно- допустимых значений 02 - 03 МПа поэтому к проектированию принимаем реактор цилиндрической формы с высотой 1426 м и диаметром 36 м соответственно.
3 Механический расчёт реактора
3.1 Расчет основных элементов реактора на прочность
3.1.1 Расчет обечайки корпуса
Обечайки работающие под внутренним давлением рассчитывают по формуле 6
где S – толщина стеки обечайки м;
PR – расчетное давление МПа;
DВH – внутренний диаметр сосуда м;
[] – допустимое напряжение МПа;
φ = 1 – коэффициент прочности сварного шва.
Для стали 12 ХМ-3 и расчётной температуры равной 400 °С допускаемое нормативное напряжение равно 129 МПа.
Рассчитываем толщину обечайки (S') по формуле (10.15)
Толщину обечайки с учетом прибавки на коррозию (S) м определяем по формуле
где с - прибавка на коррозию к толщине обечайки равна 0001 м.
S = 0059 + 0001 = 006 м.
По ГОСТу 568 - 79 принимаем толщину обечайки (S) равной 008 м.
2.1.2 Расчет толщины эллиптического днища
Целью расчета является проверка толщины днища работающего под действием внутреннего давления.
Расчёт ведём согласно 6.
Исходные данные для расчета:
внутренний диаметр днища м 36
толщина стенки обечайки м 008
давление в аппарате МПа 417
– расчетная температура стенки аппарата °С 400
прибавка на коррозию 0001
материал днища - сталь 12 ХМ-3 (ГОСТ 20072 - 79)
Толщина стенки эллиптического днища (S) работающего под действием избыточного внутреннего давления определяется из условия прочности по формуле:
где РR – расчётное давление МПа;
– нормативное допускаемое напряжение МПа;
R – радиус кривизны в вершине днища (R = D для эллиптических днищ с Нд = 025D);
– коэффициент прочности сварного шва.
В расчете берем коэффициент прочности сварного шва φ равным 1 и допустимое напряжение [] равное 129 МПа. Тогда толщина стенки днища (S) м равняется
С учетом прибавки на коррозию толщина стенки днища (S) м составит
Sд =SR +с = 0059 + 0001 = 006 м.
Принимаем толщину стенки днища равной 008 м. Определим допустимое давление (Pдоп) МПа для днища толщиной 008 м по формуле:
где S - толщина днища м;
с - прибавка на коррозию;
[] - допустимое напряжение;
φ - коэффициент прочности сварного шва;
R – радиус кривизны в вершине днища (R = D)
Расчетная толщина стенки днища достаточна для возникающих нагрузок.
4 Расчет толщины изоляции стенок реактора
температура внутри реактора °С 36375
температура наружной поверхности изоляции °С 60
температура окружающего воздуха °С 194
изоляционный материал – шлаковата λ = 0076 Втм·К
потери в окружающую среду Qn = 104195 кВт.
Определяем коэффициент теплопередачи в окружающую среду по формуле 4
α = 974 + 007 · Δt (10.19)
где Δt – разность температур между наружной изоляцией и окружающим воздухом °С.
Δt = 60 – 194 = 406 °C.
α = 974 + 007 · 406 = 1258 Вт(м2 · К).
Находим поверхность изоляции (Fизол ) м по формуле 4
где Qn – потери тепла в окружающую среду Вт;
α – коэффициент теплоотдачи в окружающую среду;
tиз – температура наружной поверхности изоляции °С;
tв – температура окружающего воздуха °С.
Толщину тепловой изоляции аппарата находим из условия равенства тепловых потоков через слой изоляции и от поверхности изоляции в окружающую среду.
Решением системы из двух уравнений определяем толщину слоя изоляции реактора:
Qп = Fизол · α · (tиз – t0)
где изол - толщина слоя изоляции реактора м;
λ изол – коэффициент теплопроводности изолирующего материала Вт(м К).
Принимаем толщину изоляции изол = 60 мм. Изоляция стенок реактора выполнена из шлаковаты что соответствует требованиям ТБ и СН III-4 - 2003.

icon 12 РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ ЦЕХА.docx

12 РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ ЦЕХА
1 Исходные данные для проектирования
1.1 Географическое место расположение строительной площадки
1.2 Климатографическая характеристика района строительства
Расчетная зимняя температура для наружного воздуха минус 30 0С.
Температура воздуха максимальная летом плюс 36 0С минимальная зимой – минус 41 0С.
Расчетная температура для проектирования вентиляции равна 18 0С.
Отопительный период 218 суток.
Средняя температура отопительного периода 47 0С.
Нормативная глубина промерзания грунта 18 м.
Среднегодовое количество осадков составляет 582 мм.
Грунтовые воды залегают на глубине 5 м от планировочной поверхности земли.
Оптимальная влажность воздуха зимой – 84 % летом – 53 %.
Климат континентальный.
Район строительства несейсмичный.
Господствующие ветра: летом – юго-западный зимой – северо-западный.
Основанием фундамента является суглинистый грунт средней пористости.
1.3 Производственный режим установки. Классификация зданий и сооружений
Классификация зданий по капитальности: производственное здание и наружная установка относятся ко II классу; по огнестойкости ко II классу по долговечности ко II классу.
Категория производства по пожароопасности:
Класс взрывоопасных зон для наружной установки - 2 (В-1г);
Класс помещений газовой компрессорной и насосной - 2 (В-1а);
Категория взрывопожароопасности наружной установки по НПБ 105-03 - Ан;
Категория взрывопожароопасности помещения компрессорной по НПБ 105-03 - А.
По токсичности применяются вещества второго третьего и четвертого классов опасности.
При эксплуатации установки возможны случайные переливы нефтепродукта которые не оказывают разрушительного действия на строительные конструкции.
Данные о численности работающих в наибольшую смену представлены в таблице 12.1.
Таблица 12.1 – Численность работающих в наибольшую смену
Количество работающих в наибольшую смену
% женщин ко всем работающим
Установка гидроочистки дизельного топлива
1.4 Генеральный план строительной площадки
Размещение сооружений определяется следующими условиями: обеспечение поточности технологического процесса и сокращение технологических связей; обеспечение противопожарных и санитарных разрывов; наиболее оптимальной протяженностью инженерных сетей коммуникаций; возможности осуществления монтажных ремонтных работ расположение пункта управления обеспечивает наиболее короткие связи с необходимым оборудованием.
Установка гидроочистки дизельных топлив занимает площадь равную 8600 м2. В основном служебно-производственном здании находятся следующие помещения: операторная электрощитовая насосная вентиляционная камера помещение газотушения компрессорная кладовая смазок и масел кроссовая и контроллерная.
На аппаратном дворе размещены: сырьевые резервуары емкости сепараторы реакторы печи колонны теплообменная аппаратура. На реакторном блоке расположены на бетонной площадке два реактора печи теплообменники сепаратор высокого давления. Остальное оборудование расположено на эстакадах бетонных площадках постаментах. К установке предусмотрены подъездные пути для автотранспорта.
2 Объемно-планировочные и архитектурно-конструкторские решения
Фундаментные балки под стены здания ФБ-6-45 серии I-415-1 выпуск 1 длиной 5050 мм шириной 300160 высотой 200 мм. Наружные стены – панели из керамзито-бетона марки Н-60-18 серии III-04-5 выпуск 6 длина 5980 мм ширина 1875 мм толщина 300 мм. Колонны сборные железобетонные одноконсольные марки КК-366-II серии III-04-2 выпуск 7 высота 7290 мм сечение 300x300. Колонны ИИ-04-2 выпуск 12 тех же размеров.
Ригели сборные железобетонные для опоры плит покрытия и перекрытия марки Р2- 52-57 серии ИИ-04-3 выпуск 4 длина 5600 мм высота 450 мм ширина 400 мм однополочные марки Р-52-57 тех же размеров.
Плиты покрытия и перекрытия сборные железобетонные предварительно напряженные панели марки ПК-8-58-15 ширина 1490 мм толщина 220 мм.
Кровля плоская совмещенная невентилируемая из рулонных материалов для заполнения оконных проёмов приняты деревянные оконные балки со спаренными оконными двойными переметами с открывающимися створками по ГОСТ 11214-85.
Служебно-производственное помещение – одноэтажное. Размеры в плане 556 х 256 м с сеткой колонн 6 х 6 с высотой этажа 33 м.
3 Служебно-производственное здание и его устройство
Расчет бытовых помещений производится согласно на суточный состав производства с учетом разницы времени начала работы сменных и дневных рабочих. Служебное помещение отличается улучшенной отделкой. Гардеробные предназначены для хранения личной и рабочей одежды.
Для хранения рабочей одежды имеются металлические ящики шкафы. Для хранения личной одежды предусмотрены деревянные шкафы размером 500x400x1650 мм. В помещении рядом с операторной имеется санузел в котором установлены унитаз и умывальники. Количество кранов в умывальниках принимается из расчета один кран на 15 рабочих. В умывальниках имеются полочки с зеркалами электросушилка для рук. Количество унитазов принимается из расчета 1 унитаз на 30 человек.
Предусмотрена комната для приема пищи и молокопункт для обеспечения работающих молоком. Отведение сточных вод выполнено в соответствии с правилами. Бытовые сточные воды от санузла отводятся по канализации завода на очистные сооружения биологической очистки где они очищаются с производственными стоками города.
Условно-чистые промышленные стоки отправляются на станцию нейтрализации откуда на биологическую очистку.
4 Снабжение энергоресурсами
Производство обеспечивается электроэнергией от центральной распределительной подстанции завода.
Производственное здание оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией рассчитанной для поддержания температуры 18 - 22 °С. Теплоноситель - теплофикационная вода с температурой до 150 °С с Новогорьковской ТЭЦ.
Административно-бытовое здание снабжено водяным отоплением от заводского теплопункта.
Снабжение питьевой водой осуществляется от пожарно- хозяйственного водопровода. Снабжение технической водой осуществляется по действующей оборотной системе. Водоснабжение горячей водой обеспечивается от бойлера установленного в бытовом помещении.
5 Расположение оборудования
В осях 10-11 Б-В расположен компрессор циркуляционный ЦК-201.
В осях 10-11 В-Г расположены антипомпажный холодильник Х-217 и фильтр циркуляционного ВСГ Ф-206.
На отметке 7200 (постамент).
В осях 1-2 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-20412.
В осях 2-3 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-20434.
В осях 3-4 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-20456.
В осях 3-4 А-Б расположены холодильники верхнего продукта К-207а Х-20712.
В осях 4-5 А-Б расположен воздушный холодильник охлаждения жидкости АВГ-210.
В осях 5-6 А-Б расположена емкость охлаждающей жидкости Е-210.
В осях 6-7 А-Б расположена емкость регенерированного раствора МДЭА Е-201.
В осях 7-8 А-Б расположены холодильники верхнего продукта К-201 Х-20912.
В осях 8-9 А-Б расположены воздушные холодильники-конденсаторы верхнего продукта К-205 ХК-20212.
В осях 9-10 А-Б расположены воздушные холодильники-конденсаторы верхнего продукта К-201 ХК-20112.
На отметке 0000 (под постаментом).
В осях 1-2 А-Б расположен насос сырьевой Н-20114.
В осях 2-3 А-Б расположены фильтры сырья Ф-20112.
В осях 3-4 А-Б расположен насос сырья Н-20123.
В осях 5-6 А-Б расположены насосы подачи охлаждающей жидкости к насосам Н-21012.
В осях 6-7 А-Б расположены насосы подачи раствора МДЭА в К-203 и К-204 Н-20512.
В осях 7-8 А-Б расположены насосы подачи раствора МДЭА в К-202 Н-20412.
В осях 8-9 А-Б расположены насосы орошения К-205 Н-20712.
В осях 9-10 А-Б расположены насосы орошения К-201 и откачки бензина с установки Н-203123.
В осях 10-11 А-Б расположены насосы откачки МДЭА из К-204 Н-21612.
Отметка 0000 (насосная №2).
В осях 1-2 А-Б расположены насосы отсоса газов из К-207а Н-23012.
Отметка 0000 (насосная №3).
В осях 1-2 А-Б расположены насосы откачки дизельного топлива с установки Н-22512.

icon Другой вариант 11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .docx

11 ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1 Подбор теплообменника для нагрева газосырьевой смеси
Исходные данные: теплообменник предназначен для подогрева газосырьевой смеси поступающей в реактор.
Холодный теплоноситель – газосырьевая смесь (ГСС) массовый расход составляет 328987977 кгч или 9128 кгс. Газосырьевая смесь состоит из дизельного топлива и ЦВСГ.
) дизельное топливо – 3095000 кгч или 857 кгс;
) ЦВСГ: GЦВСГ = 19487977 кгч или 541 кгс
Плотность ГСС: ρГСС = 842 кгм3;
tвх = 70 °C; tвых = 240 °С.
Теплоёмкость ГСС: с = 2990 Дж (кг К).
Горячий теплоноситель – газопродуктовая смесь (ГПС).
Расход ГПС: GГПС = 328987977 кгч или 9128 кгс.
Теплоёмкость ГПС: с = 3060 Дж (кг К).
tвх = 3885 °C; tвых = 185 °С.
Плотность ГПС: ρГСС = 846 кгм3.
Определяем поверхность теплообмена F м2 по формуле 1 стр 45:
F = Qобщ (K tср) (11.1)
где Qобщ – количество тепла газосырьевой смеси кВт;
K – коэффициент теплопередачи Вт(м К);
tср – средняя разность температур К.
Определяем количество тепла газосырьевой смеси Qобщ кВт:
Qобщ = QДТ + QЦВСГ (11.2)
где QДТ – количество тепла дизельного топлива кВт;
QЦВСГ – количество тепла ЦВСГ кВт.
Определяем среднюю разность температур. Принимаем противоточную схему движения:
газопродуктовая смесь 3885 °С 185 °С
газосырьевая смесь 310 °С 70 °С
tmin = 785 °С tmax = 115 °С
поэтому среднюю разность температур можно рассчитать как среднее арифметическое.
Определяем количество тепла дизельного топлива QДТ кВт по формуле 2 стр. 97:
QДТ = GДТ (I310 – I70) (11.4)
где GДТ – массовый расход дизельного топлива кгс;
I310 I70 – энтальпии жидкости при ρ204 и T = 310 и 70 °С соответственно кДжкг.
Энтальпии газосырьевой смеси рассчитать нельзя из-за неизвестности детального химического состава сырья и продуктов реакции поэтому используем экспериментальные данные ЦЗЛ.
GДТ = 309500 кгч = 8587 кгс ( по табл. 11.3)
QДТ = 8587 (6353 – 41501) = 1891710 кВт
Определяем количество тепла ЦВСГ QЦВСГ кВт по формуле:
QЦВСГ = GЦВСГ (I583 – I343) (11.5)
Таблица 11.1 – Энтальпия ЦВСГ при температуре 343 К.
Таблица 11.2 – Энтальпия ЦВСГ при температуре 583 К и Р = 417 МПа.
Продолжение таблицы 11.2
GЦВСГ = 19487977 кгч = 541 кгс (табл.11.3)
QЦВСГ = 541 (278387 – 72438) = 1114184 кВт
Qобщ = 1891710 + 1114184 = 300590 кВт
Принимаем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи соответствующее турбулентному течению Кор = 200 Вт(м2К) при этом ориентировочное значение поверхности теплообмена составит:
Fор == 155340 м2 (11.6)
На кожухотрубные стальные теплообменники с поверхностью теплообмена до
00 м2 и на условное давление Ру до 64 МПа для температур от минус 40 до плюс 450 °С разработан ГОСТ 9929-82 54 стр.127.
Согласно ГОСТ 9929-82 выбираем теплообменник с плавающей головкой типа ТП со следующими параметрами:
- поверхность теплообмена F м2 – 1601;
- диаметр кожуха D мм – 1600;
- диаметр трубок d мм – 20 2;
- число ходов по трубам z = 1;
- число трубок n – 3832;
- сечение трубного пространства м2 – Sтр = 0880;
- сечение межтрубного пространства м2 – Sмтр = 0780.
Производим уточненный расчёт поверхности теплопередачи. Определим коэффициент теплопередачи К Втм2 К по формуле 4:
где – коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси Втм2 К;
– коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси Втм2 К;
– теплопроводность стали равная 175 Втм К 9.
r1 r2 – термические сопротивления слоев загрязнений с обеих сторон стенки Вт(м2 К) 4.
Определяем коэффициент теплоотдачи для горячего теплоносителя формуле
α1 = 0023 (λ dвн) Re08 Pr04 (11.8)
где λ – коэффициент теплопроводности Вт(м К);
dвн – внутренний диаметр трубки м;
Re – критерий Рейнольдса;
Pr – критерий Прандтля.
Поправкой можно пренебречь т.к. разность температур t1 и tcт1 невелика (менее Δtcp = 9675) 1 стр.33.
Режим движения потока определяется по величине критерия Рейнольдса который находится по формуле 1:
где G1 – массовый расход газопродуктовой смеси кгс G1 = 9128 кгс (табл. 11.33);
n – количество трубок;
– динамическая вязкость газопродуктовой смеси Пас.
Динамическую вязкость углеводородов можно определить по формуле Фроста 3:
= Тср (66 – 225 lgM) 10–8 (11.10)
где М – молекулярная масса углеводорода кгкмоль М = 198 (из энергетического баланса);
Тср – средняя температура К 3695 К.
= 3695 (66 – 225 lg198) 10–8 = 529 10–5 Пас
Re следовательно режим течения устойчивый турбулентный.
Определяем критерий Прандтля по формуле:
где с – теплоёмкость газопродуктовой смеси Дж(кгк) с = 3060 Дж(кгК) принимаем по энергетическому балансу;
– динамическая вязкость газопродуктовой смеси Пас;
λ – коэффициент теплопроводности газопродуктовой смеси Вт(мК).
Коэффициент теплопроводности определяется по формуле 2:
λ = (1 – 000047 tср) (11.12)
где – относительная плотность газопродуктовой смеси ρ1515 = 0846 гcм3 (из энергетического баланса)
λ = (1 – 000047 3695) = 0131 Вт(мК)
Определяем коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси:
α1 = 0023 (0132 0016) 1355608 1204 = 4100 Вт (м2К)
Определяем коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси (межтрубное пространство) α2 по формуле:
α2 = 024Re0.6 Pr036 (λ dн) (11.13)
Поправкой можно пренебречь т.к. разность температур t2 и tcт2 невелика (менее Δtcp = 9675) 1 стр.33.
Определяем критерий Рейнольдса по формуле 1
где G2 – массовый расход газосырьевой смеси кгс;
dн – наружный диаметр трубы м;
Sмтр – площадь сечения потока в межтрубном пространстве между перегородка ми 1
– динамическая вязкость газосырьевой смеси Пас;
Динамическую вязкость определяем по формуле Фроста:
= Тср (66 – 225 lgM) 10–8
Pr = (c 1) λ (11.15)
где с – теплоёмкость газосырьевой смеси Дж(кгк) с = 2990 Дж(кгК) принимаем по энергетическому балансу;
λ – коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси Вт(мК).
Определяем коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси:
λ = (1 – 000047 3695) = 0132 Вт(мК)
Определяем коэффициент теплоотдачи для газосырьевой смеси:
α2 = 024 4424406 119036 = 10215 Вт(м2К)
Определяем коэффициент теплопередачи К Вт(м2К) по формуле 4
где α1 – коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси Вт(м2К);
α2 – коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси Вт(м2К);
λст – теплопроводность стенки 175 Вт(мК) 9;
r1 = r2 = 2900 – термическое сопротивление слоев загрязнений с обеих сторон стенки Вт(м2К).
Расчетная поверхность теплообмена равна:
- сечение трубного пространства м2 - Sтр = 0880;
- сечение межтрубного пространства м2 - Sмтр = 0780.
Запас поверхности теплообмена составит:
2 Подбор насоса для подачи сырья
Исходные данные: насос предназначен для подачи дизельного топлива из емкости в реактор. Количество перекачиваемой жидкости Q = 309500 кгч или 8587 кгс или
Давление в емкости из которой перекачивается топливо равно: р1 = 01 МПа.
Давление насыщенных паров дизельного топлива при 70 °С равно: рt = 001 МПа.
Давление в реакторе р = 417 МПа.
Геометрическую высоту подъема примем 15. Длина трубопровода на линии всасывания 5 м на линии нагнетания 20 м.
Примем что на всасывающем участке трубопровода установлено 2 прямоточных вентиля имеются 2 отвода под углом 90 °С с радиусом поворота равным шести диаметром труб а на линии нагнетания находится 2 отвода под углом 120 °С и четыре под углом 90 °С с радиусом поворота равным шести диаметрам трубы и два нормальных вентиля.
а) Выбор трубопровода
Для всасывающих и нагнетающих трубопроводов примем одинаковую скорость течения жидкости равную 2 мс.
Расчет ведём согласно 1.
Диаметр найдем по формуле:
где d - диаметр трубопровода м;
– скорость течения жидкости мс.
Принимаем стандарт d = 026 м.
Действительная скорость:
(жидкость в напорных трубопроводах = 05 25 мс).
б) Определение потерь на трение и местные сопротивления
Находим критерий Рейнольдса:
где - скорость течения жидкости мс;
d - диаметр трубопровода м;
ρ - плотность перекачиваемой смеси кгм3;
- динамическая вязкость Пас.
Вязкость смеси определяем по формуле:
ДТ = ТДТ (66 – 225 lgM) 10–8
где М – молекулярная масса дизельного топлива кгкмоль М = 198 кгкмоль (из энергетического баланса).
– динамическая вязкость дизельного топлива Пас.
ДТ = 343 (66 – 225 lg198) 10–8 = 49 10 –5
То есть режим турбулентный. Абсолютную шероховатость трубопровода принимаем:
Δ = 2 10-4 м (11.20)
е = 1315; 560 е = 93684; 10 е = 1315.
15 (Re = 855340) 93684
Таким образом в трубопроводе имеет место смешанное трение и расчет λ (коэффициент трения) следует проводить по формуле:
Определим сумму коэффициентов местных сопротивлений отдельно для всасывающей и нагнетающей линии.
)Вход в трубу (принимаем с острыми краями) 1 = 05.
)Прямоточные вентили d = 0260 м = 032;
)Отводы: коэффициент А =1 коэффициент В = 009 3 = 009.
Сумма коэффициентов местных сопротивлений во всасывающей линии:
Потерянный напор во всасывающей линии находим по формуле:
где λ - коэффициент трения;
dэ- диаметр трубопровода м;
- скорость течения жидкости мс;
g - ускорение свободного падения мс2;
)Отводы под углом 120°: А= 117; В=09; 1 =0105.
)Отводы под углом 90°: 2 = 009.
)Нормальный вентиль: для d = 026 м; 3 = 51.
)Выход из трубы: 4 = 1 .
Сумма коэффициентов местных сопротивлений в нагнетательной линии:
Потерянный напор в нагнетательной линии:
Общие потери напора:
Находим напор насоса
где р2 – давление в реакторе МПа; р2 = 417 МПа; р1 – давление в емкости кгм3; р1 =01 МПа;
Нг – геометрическая высота подъема м.
Подобный напор при заданной производительности обеспечивается центробежным насосом. Учитывая что он широко распространен в промышленности. Из-за достаточного КПД компактности и удобства выбираем именно его.
Полезную мощность насоса определяем по формуле:
где ρ– плотность жидкости кгм3;
g – ускорение свободного падения мс2;
Nn = 8060 981 0106 54414 = 496058 Вт 4560 кВт.
Принимаем (для центробежного насоса) пер = 1; н = 08; дв = 094.
Рассчитаем мощность двигателя:
Согласно ГОСТ 12124-87 выбираем центробежный нефтяной насос НМ 500-800.
напор – 800 м столба жидкости;
электродвигатель ВАО4-560 М2;
мощность электродвигателя 630 кВт;
число оборотов в минуту 3000.
г) Определение предельной высоты всасывания
Рассчитаем запас напора на кавитацию:
где n - частота вращения вала с-1; n = 483 с –1
Диаметр всасывающего патрубка равен диаметру трубопровода.
Определяем предельную высоту всасывания:
Таким образом расположение насоса может быть не более 978 метров над уровнем жидкости в емкости приёма дизельного топлива.
3 Подбор ёмкости для хранения сырья
Номинальный объём емкостного оборудования определяется по формуле 2
где G – массовый расход сырья кгч;
– время пребывания продукта в ёмкости ч;
ρ – плотность продукта кгм3.
Принимая время пребывания продукта в ёмкости равным 8 ч получим
V = 309500 8 842 = 29406 м3
Принимаем 3 ёмкости.
Тогда V1 = V2 = V3 = 29406 3 = 9802 м3
Согласно ГОСТ 9617-76 принимаем ёмкость V = 1000 м3 диаметром D = 10 м.
Тогда её высота составит
Н = V(D2) = 1000 (314 100) = 32 м

icon 14 ЭКОНОМИКА.docx

14 ОРГАНИЗАЦИЯ И ЭКОНОМИКА ПРОИЗВОДСТВА
1 Технико-экономическое обоснование проведения реконструкции действующего производства
Целью технико-экономического обоснования является доказательство технической возможности и обоснование экономической целесообразности реконструкции действующего производства.
В настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью ставится задача по улучшению качества дизельного топлива в связи с ужесточением контроля за воздушной средой а также увеличением количества перерабатываемого дизельного топлива в связи с ростом спроса на данный вид нефтепродукта.
Дизельное топливо представляет собой один из важнейших продуктов нефтепереработки.
Нефтеперерабатывающей промышленностью вырабатывается дизельное топливо по ГОСТ 305-82 трех марок: летнее (Л) применяемое при температурах окружающего воздуха выше 0 °С; зимнее (3) применяемое при температурах до минус 30 °С и арктическое (А) температура применения которого до минус 50 С.
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) получают компаундированием прямогонных и гидроочищенных фракций в соотношениях обеспечивающих требования стандарта по содержанию серы. Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не должно превышать 02 % (масс.) - для I вида топлива и 05 % (масс.) – для II вида топлива а марки EN-590 - 0005 % (масс).
В качестве сырья для гидроочистки нередко используют смесь среднедистиллятных фракций прямой перегонки и вторичных процессов чаще прямогонного дизельного топлива и легкого газойля каталитического крекинга. Содержание серы в прямогонных фракциях в зависимости от перерабатываемой нефти колеблется в пределах 08-10 % (для сернистых нефтей) а содержание серы в гидроочищенном компоненте - от 008 до 01 %.
Дизельное экспортное топливо (ТУ 38.401-58-110-94) вырабатывают для поставок на экспорт. Исходя из требований к содержанию серы (0005 % масс) дизельное экспортное топливо получают гидроочисткой прямогонных дизельных фракций.
В результате реконструкции увеличится производительность установки по сырью до 2600000 тонн в год (ранее – 2500000 тонн в год). Для осуществления этой цели предлагается заменить катализатор используемый в реакторе гидроочистки марки KF 757-15Е на катализатор марки С(448447) который обладает большей производительностью по сравнению с базовым сохраняя при этом прежнюю селективность. Также предлагается
исключить из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА.
Согласно технологическим расчетам требуемое количество этого катализатора для обеспечения заданной производительности меньше чем исходного катализатора поэтому замена реактора не требуется.
Перечисленные мероприятия позволят улучшить технико-экономические показатели и добиться снижения себестоимости продукции.
2 Организационная часть
В этом разделе определяют организационную структуру и численность промышленно-производственного персонала производства. Число работников устанавливают на основании норм технологического проектирования предприятий химической промышленности.
Основным методом определения явочного числа рабочих является метод расстановки их по рабочим местам и профессиям исходя из принятой степени механизации и автоматизации графика сменности режима работы установки совершенствования производства и рациональной организации труда которая сводит к минимуму число подсобных обслуживающих рабочих и норм обслуживания оборудования. Списочная численность рабочих определяется исходя из зависимости номинального и эффективного времени работы.
Организационная структура предприятия является линейно – функциональной.
Линейные связи отражают движение управленческих решений и информаций между линейными руководителями то есть лицами полностью отвечающими за деятельность организации или ее структурных подразделений. Преимущество линейно – функциональной структуры управления заключается в наличии профессионалов в подготовке управленческих решений их ответственность и соблюдение принципа единоначалия.
Оперативное руководство работой цеха осуществляется ПДО завода а главным инженером и заместителем директора через функциональные службы и отделы. Методическое руководство работой цеха осуществляют главные специалисты по своим направлениям деятельности. Начальнику цеха непосредственно подчинены производственные участки и ремонтная группа. Заместитель начальника цеха по производству руководит производственно – диспетчерским или планово – производственным бюро.
Управление установкой гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-242000 представлена на рисунке 14.1
Рисунок 14.1 – Схема управления установкой ЛЧ 242000
2.1 График сменности основных производственных рабочих
Чтобы обеспечить обслуживание технологической установки необходимо составить график сменности.
Режим работы установки – непрерывный. Работа осуществляется двумя двенадцати часовыми сменами. График сменности для основных производственных рабочих 2:2 2 рабочих и 2 выходных дня.
смена - с 7:00 до 19:00 2 смена - с 19:00 до 7:00 далее отсыпной и выходной. Сменооборот при таком графике составит: 4 рабочих + 4 выходных дня всего 8 дней.
Принимаем четырехбригадный график сменности.
Общее число выходных дней в году:
(3658) · 4 = 1825 дня.
Среднегодовое количество рабочих часов при 12-ти часовом рабочем дне:
(365 - 1825) ·12 = 2190 часов.
Среднемесячная норма рабочего времени:
Среднемесячное количество рабочих часов:
Тогда необходимое число бригад:
Составляем график сменности бригад на установке ЛЧ- 242000.
Таблица 14.1 – График сменности бригад на установке
II см. – с 19 до 7 ч
2.2 Численность персонала
Для расчёта списочной численности рабочих установки необходимо составить баланс рабочего времени на одного человека. Он зависит от календарного времени в году числа праздничных и выходных дней отпуска невыходов по болезни выполнения государственных обязанностей и дополнительного отпуска.
Таблица 14.2 – Баланс рабочего времени для основных производственных рабочих
Наименование показателя
Календарный фонд рабочего времени
Номинальный фонд рабочего времени (п.1-п.2)
Планируемые невыходы
- дополнительные отпуска
- выполнение государственных обязанностей
Эффективный фонд рабочего времени (п.3-п.4)
Вспомогательные рабочие и инженерно – технические работники (ИТР) работают 5 дней в неделю. Продолжительность рабочего дня составляет 8 часов. К ИТР относятся начальник и механик установки. К вспомогательным рабочим относятся рабочие по уходу и надзору за оборудованием и по ремонту оборудования.
Таблица 14.3 – Баланс рабочего времени для вспомогательных рабочих и ИТР
Выходные и праздничные дни ( по факту за 2010 год)
- дополнительные отпуска
Определяем списочную численность рабочих установки на основе нормативов по явочному числу рабочих установки базового предприятия. В ходе работы численность основных производственных рабочих изменениям не подвергается.
Таблица 14.4 – Численность рабочих базового предприятия
Определяем списочный состав рабочих установки чел:
где - явочная численность рабочих в смену чел.;
- количество бригад на установке бр.;
- коэффициент подмены.
Определяем численность подмены чел.:
Результаты расчетов численности основных производственных рабочих (ОПР) представлена в таблице 14.4.
3 Экономическая часть
3.1 Расчет капитальных затрат
В объем капитальных затрат включается расчет стоимости: зданий и сооружений машин и оборудования КИП и средств автоматизации технологических трубопроводов затрат на монтаж и т.д.
В данной работе предусматривается замена катализатора на более производительный в свою очередь замена реактора не требуется предусматривается демонтаж узла регенерации МДЭА.
Стоимость демонтируемого оборудования представлена в таблице 3.1.
Таблица 14.5 – Стоимость демонтируемого оборудования
Наименование оборудования
Колонна регенерации МДЭА
Холодильник-конденсатор верхнего продукта колонны регенерации МДЭА
Испаритель для колонны регенерации МДЭА
Рассчитываем стоимость демонтируемого оборудования по цене металлолома т.к. оборудование эксплуатировалось в течение более 20 лет.
Цена лома за январь 2011 года для Нижегородской области составляет примерно 68 тысяч рублей за тонну.
Вес демонтируемых аппаратов составляет 33 тонны. Тогда стоимость демонтируемых аппаратов по цене лома составит:
СЛ = 33 68 = 2244 тыс. руб.
Стоимость демонтажа оборудования представлена в таблице 14.6.
Таблица 14.6 – Стоимость демонтажа оборудования
Стоимость демонтируемого оборудования всего тыс. руб.
Затраты на демонтаж тыс. руб.
Общая стоимость оборудования тыс. руб.
Таблица 14.7 – Сводная стоимость капитальных затрат по проекту тыс.руб.
Вводимые основные фонды
Выводимые основные фонды
Затраты на отправку и демонтаж оборудования
Стоимость лома (вычитается)
Таким образом общие капитальные затраты по проекту составят: 108060 тыс.руб.
3.2 Определение себестоимости продукции
3.2.1 Затраты на сырье материалы топливо и энергию
Нормы расхода сырья материалов топлива и энергии для проектируемого производства установлены на основании курсового проекта по дисциплине «Основы проектирования и оборудование предприятий основного органического синтеза». Производительность проектируемой установки 2600000 тонн год по сырью. Планово-заготовительные цены берем из производственных данных. В данном проекте предусмотрена замена катализатора на более производительный поэтому цена и расходные коэффициенты по катализатору будут отличаться от аналога.
Выпуск целевой продукции до реконструкции – 24469550 тгод.
Выпуск целевой продукции после реконструкции – 25447960 тгод.
Расчёт представлен в виде таблицы 14.8.
Затраты на единицу продукции
Затраты на годовой выпуск
Материалы и реагенты
Таблица 14.8 – Расход и стоимость материальных ресурсов топлива и энергии
Данные таблицы показывают что в результате реконструкции общие материальные затраты на годовой выпуск продукции увеличились на 280094316 тыс.руб. и составили 1612035975 тыс.руб. Увеличение общих материальных затрат связано с увеличением выпуска продукции в силу постоянного характера данного вида затрат на единицу продукции и прямой зависимости от объемов производства.
3.2.2 Затраты на основную и дополнительную заработную плату основных производственных рабочих
Определяем минимальный размер оплаты труда основных рабочих установки.
На установки работают ОПР 65 и 4-го разрядов. Тарифные коэффициенты соответствующих разрядов представлены в таблице 14.9
Таблица 14.9 – Тарифные коэффициенты ОПР
Тарифные коэффициенты
Средний тарифный коэффициент:
Тк = (Т1·Р1)Р1 (14.4)
где Т1-тарифные коэффициенты соответствующих разрядов;
Р1 - численность основных рабочих соответствующего разряда;
Р1 - общее число рабочих в группе по которой определяется средний тарифный коэффициент.
Численность ОПР представлена в организационной части.
Тк = (193·5+171·20+149·15)40 = 166
Средняя часовая тарифная ставка:
где Чст1 - часовая тарифная ставка рабочего 1 разряда рубч.
Часовая тарифная ставка рабочего 1 разряда:
Чст1 = (Мзп·К)Тр.в. (14.6)
где Мзп - величина прожиточного минимума трудоспособного населения рубмес.;
К - коэффициент позволяющий изменять размер часовой тарифной ставки первого разряда;
Тр.в – среднемесячный фонд рабочего времени ч
По данным по Нижегородской области в 4-м квартале 2011 года величина прожиточного минимума трудоспособного населения составляет:
Мзп = 659966 рубмес.
Согласно Отраслевого тарифного соглашения по организациям нефтеперерабатывающей отрасли промышленности и системы нефтепродуктообеспечения на 2009-2011 годы:
Среднемесячный фонд рабочего времени для ОПР составляет:
Чст1 = (659966 · 12) 1825 = 43395 рубч.
Доплата за работу с вредными и опасными условиями труда составляет 16% от часовой тарифной ставки:
Чв.у.ст = 116 · Чст (14.7)
Тогда средняя часовая тарифная ставка ОПР составит:
Чв.у.ст = 116 · 43395 · 166 = 8356 рубч.
Баланс рабочего времени представлен в организационной части работы.
Прямой годовой фонд оплаты труда ОПР:
ФОТг=Р1· Чв.у.ст·Tэф
где Tэф – годовой эффективный фонд рабочего времени ч.
Из баланса рабочего времени для ОПР имеем:
Тогда прямой годовой фонд оплаты труда ОПР составит:
ФОТг = 40 · 8356 · 1710 = 571550400 руб.
Размер основной заработной платы:
ФОТосн = ФОТг + Пс + Дн.в.
где Пс – размер премий руб.
Дн.в. – доплата за работу в ночное время руб.
Размер премий ОПР принимаем в размере 40% от прямого фонда оплаты труда:
Пс = (571550400 · 40) 100 = 228620160 руб.
Доплата за работу в ночное время:
Дн.в = Ээфф · tн · Чв.у.ст · 015 · к
где Ээфф – эффективный фонд рабочего времени дн.;
tн – число часов работы в ночное время за суткич;
5- 15% от часовой тарифной ставкируб;
к – количество рабочих работающих в ночное время чел.
Из баланса рабочего времени:
В ночное время считается работа с 22 до 6 часов а поскольку ОПР работают в 2 смены(1 смена - с 7:00 до 19:00 2 смена - с 19:00 до 7:00)то в период 2-ой смены с 19 до 7 часов количество часов в ночное время за сутки составит 8 часов. Таким образом:
Тогда доплата за ночное время для ОПР:
Дн.в = 1425 · 8 · 8356 · 015 · 40 = 57155040 руб.
Таким образом получаем фонд основной заработной платы для ОПР:
ФОТосн = 571550400 + 228620160 + 57155040 = 85732560 руб.
Затраты на дополнительную оплату труда:
Здоп=(ФОТосн · qдоп) 100
где qдоп – норматив дополнительной заработной платы.
В дополнительную заработную плату входит плата за отпуска и выполнение государственных обязанностей.
Процент оплаты за время отпуска:
qотп=(Тотп Тэф)·100%
qотп=(34 1425) ·100% = 22%
Тогда оплата за время отпуска для ОПР:
Зотп = (857325600 · 22) 100 = 188611632 руб.
Процент оплаты за выполнение государственных обязанностей:
qгос.об = (Тгос.об Тэф) · 100 %
qгос.об = (1 1425) · 100 % = 07 %.
Тогда оплата за выполнение государственных обязанностей для ОПР:
Згос.об = (857325600 · 07) 100 = 6001280 руб.
Таким образом получаем затраты на дополнительную заработную плату ОПР:
- для старших операторов 6 разряда:
Здоп = 188611632 + 6001280 = 194612912 руб;
Среднемесячная заработная плата на 1 работника определяется как отношение годовой заработной платы с учетом доплат к численности работников определенной категории умноженной на 12 месяцев.
Тогда среднемесячная зарплата ОПР составит:
Змес = (857325600 + 194612912) (40·12) = 2191538 руб.
Результаты расчетов по оплате труда основных производственных рабочих представлены в таблице 14.10.
В результате проведения реконструкции численность основных производственных рабочих не меняется. Изменяется производительность установки:
выпуск целевой продукции до реконструкции – 24469550 тгод
выпуск целевой продукции после реконструкции – 25447960 тгод.
Увеличение мощности установки после реконструкции составит:
((25447960 – 24469550) 24469550)·100 % = 4 %
Примем что увеличение выпуска продукции на каждые 3 % объема производства приводит к увеличению заработной платы персонала на 1 %.То есть увеличение заработной платы составит 133 %.
Заработная плата основных производственных рабочих после реконструкции приведены в таблице 14.11.
Таблица 14.10 - Фонд заработной платы основных производственных рабочих до реконструкции
Часовой тарифный коэффициент (средний)
Фонд основной зарплаты руб.
Фонд дополнительной зарплаты руб.
Среднемесяная зарплата руб
Выполенние гос.обязанностей
Таблица 14.11 - Фонд заработной платы основных производственных рабочих после реконструкции
3.2.3 Отчисления на социальные нужды
Единый социальный налог рассчитывается из размера оплаты труда работников. В данной работе ставку ЕСН принимаем равной 347 % от суммы основной и дополнительной заработной платы.
Получаем отчисления на социальные нужды:
Осоц.н. = (ФОТ(осн+доп)·347) 100 (14.8)
по аналогу: Осоц.нА = (1051938512 · 347) 100 = 365022660 руб;
по проекту: Осоц.нП = (1065979290 · 347) 100 = 369877460 руб.
3.2.4 Расходы на подготовку и освоение новых производств
Включают затраты на проектирование производства разработку технологий технической документации и другие расходы связанные с подготовкой производства к изготовлению новой техники затраты на освоение новых производств цехов агрегатов на подготовку и освоение новых видов продукции и новых технологических процессов.
Принимаем эти расходы равными 45% от фонда основной и дополнительной заработной платы ОПР:
Рпод.и осв.= (ФОТ(осн+доп)·45) 100 (14.9)
по аналогу: Рпод.и освА. = (1051938512 · 45) 100 = 47337230 руб;
по проекту: Рпод.и освП = (1065929290 · 45) 100 = 479668180 руб.
3.2.5 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
3.2.5.1 Расчет фонда оплаты труда вспомогательных рабочих
Численность вспомогательных рабочих составляет 20 % от количества ОПР то есть
(40·20) 100 = 8 человек.
На установке работают вспомогательные рабочих 2-х категорий. Категории вспомогательных рабочих и соответствующие разряды приведены в таблице 3.10
Таблица 14.12 - Вспомогательные рабочие установки
Вспомогательные рабочие по уходу и надзору
Вспомогательные рабочие по ремонту оборудования
Прямой фонда оплаты труда производственных рабочих:
ФОТвсп = Р’1·Чв.у.ст.В·Т’эф (14.10)
где Р1 – общее число вспомогательных рабочих в группе по которой определяется средняя часовая тарифная ставка чел;
Чв.у.ст.В – средняя часовая тарифная ставка группы вспомогательных рабочих при работе с вредными и опасными условиями труда.
Тарифные коэффициенты соответствующих разрядов представлены в таблице 14.13.
Таблица 14.13 - Тарифные коэффициенты вспомогательных рабочих
Тк = (Т1·Р’1)Р’1 (14.11)
Р’1- численность вспомогательных рабочих соответствующего разряда.
Тк = (4·114+4·13) 8 =122
Чст = Ч’ст1·Тк(14.12)
где Ч’ст1- часовая тарифная ставка вспомогательного рабочего 1 разряда.
Средняя часовая тарифная ставка при работе с вредными и опасными условиями труда:
Чв.у.ст.В =116 · Чст(14.13)
Часовая тарифная ставка вспомогательного рабочего 1 разряда:
Ч’ст1 = (Мзп · К) Тр.в.(14.14)
Вспомогательные рабочие работают 5 дней в неделю по 8 часов то есть 40 часов в неделю тогда среднемесячный фонд рабочего времени составит:
Ч’ст1 = (659966 · 12) 1621 = 4885 рубч.
Чв.у.ст.В = 116 · 4885 · 122 = 6913 рубч.
Эффективный фонд рабочего времени берем из баланса рабочего времени для остальных рабочих: Т’эф = 1672 часа.
ФОТвсп = 8 · 6913 · 1672 = 92468288 руб.
ФОТоснВ = ФОТвсп + ПсВ + Дн.в(14.15)
Размер премий для вспомогательных рабочих принимаем в размере 30 % от прямого фонда оплаты труда:
ПсВ = (ФОТг · 30) 100(14.16)
ПсВ = (92468288 · 30) 100 = 27740486 руб.
Вспомогательные рабочие не работают в ночное время поэтому:
ФОТоснВ = 92468288 + 27740488 = 120208774 руб.
Дополнительная оплата труда вспомогательным рабочим:
ЗдопВ = (ФОТосн · qдоп) 100(14.17)
Процент оплаты за время отпуска вспомогательным рабочим:
qотпВ = (Тотп Тэф)·100 %(14.18)
qотпВ = (34 209)·100 % = 17 %
Тогда затраты на оплату отпуска вспомогательных рабочих составит:
ЗотпВ = (120208774 · 17) 100 = 20435490 руб.
Процент за выполнение государственных обязанностей вспомогательным рабочим:
qгос.обВ = (Тгос.об Тэф)·100 %(14.19)
qгос.об = (1 209)·100 % = 05 %.
Тогда затраты на оплату выполнения государственных обязанностей вспомогательным рабочим:
Згос.об.В = (120208774 · 05) 100 = 601043 руб.
Получаем затраты на дополнительную оплату труда вспомогательным рабочим:
ЗдопВ = 20435490 + 601043 = 21036533 руб.
Результаты расчетов по оплате труда вспомогательных рабочих сводим в таблицу 14.14. Вследствие увеличения годового выпуска продукции на 4 % заработная плата вспомогательных рабочих как и основных после реконструкции увеличится на 133 %.
Фонд заработной платы вспомогательных рабочих после реконструкции представлен в таблице 14.15.
Фонд основной зарплатыруб
Фонд дополнительной зарплаты руб
Таблица 14.14 - Фонд заработной платы вспомогательных рабочих до реконструкции
Таблица 14.15 - Фонд заработной платы вспомогательных рабочих после реконструкции
3.2.5.2 Расчет амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления на полное восстановление производственного оборудования:
Аг=(С0·На) 100(14.20)
где С0 - первоначальная цена производственного оборудования руб.
На – норма амортизационных отчислений %.
Расчет амортизационных отчислений представлен в таблице 14.16.
Таблица 14.16 - Расчет амортизационных отчислений
Наименование производственного
оборудования транспортных средств
Первоначальная стоимость тыс.руб
Годовая сумма амортизационных отчислений тыс. руб
Оборудование не подлежащее замене
Оборудование демонтируемое
Оборудование вновь устанавливаемое
3.2.5.3 Составление сметы расходов по содержанию и эксплуатации оборудования
Таблица 14.17 – Смета расходов связанных с содержанием и эксплуатацией оборудования
Заработная плата основная и дополнительная вспомогательных рабочих занятых обслуживанием и ремонтом оборудования
Отчисления на социальные нужды
Вспомогательные материалы
Амортизация производственного оборудования
Ремонт оборудования и транспортных средств
Возмещение износа малоценного и быстроизнашивающегося инвентаря
По расчету (п. 14.3.2.5.1)
По расчету (п.14.3.2.5.2)
% от суммы предыдущих
3.2.6 Цеховые расходы
Цеховые расходы включают затраты на содержание аппарата управления и обслуживающего персонала цеха (установки) амортизацию и текущий ремонт зданий сооружений освещения отопления зданий.
Цеховые расходы составляют 75% суммы основной заработной платы основных производственных рабочих и расходов по содержанию и эксплуатации оборудования:
Зцех = ((ФОТосн + Зэксп)·75) 100.(14.21)
Получаем цеховые расходы:
по аналогу: ЗцехА = ((857325600 + 963864880)·75) 100 = 1365892820 руб.
по проекту: ЗцехП = ((868728030 + 903393810)·75) 100 = 1329091380 руб.
3.2.7 Общезаводские расходы
Эти расходы включают затраты: на управление и организацию производства на предприятии в целом на содержание дирекции амортизацию содержание и текущий ремонт основных средств общезаводского назначения подготовка кадров общехозяйственные нужды расходы по охране труда и технике безопасности охрану завода и т.д.
Эти расходы принимаем равными 250 % фонда основной и дополнительной заработной платы основных производственных рабочих:
Зобщ.завод. = ((ФОТосн + Здоп) · 250) 100 (14.22)
Получаем общезаводские расходы:
по аналогу: Зобщ.заводА = (1051938512 · 250) 100 = 2629846280 руб.
по проекту: Зобщ.заводП = (1065929290 · 250) 100 = 2664823225 руб.
3.2.8 Прочие производственные расходы
Эти расходы включают отчисления на научно-исследовательские работы затраты на стандартизацию. Общая сумма расходов определяется в размере 35% от основной заработной платы основных производственных рабочих:
Зпроч = (ФОТосн · 35) 100.(14.23)
Получаем прочие расходы:
по аналогу: ЗпрочА = (85732560 · 35) 100 = 300063960 руб.
по проекту: ЗпрочП = (868728030 · 35) 100 = 304054810 руб.
3.2.9 Внепроизводственные расходы
Это расходы связанные с реализацией готовой продукции (расходы на рекламу на тару и упаковку на доставку и другие расходы связанные со сбытом готовой продукции).
Внепроизводственные расходы принимаем в размере 3% от производственной себестоимости:
Звнепроизв. =(Спроиз·3) 100(14.24)
где Спроиз - себестоимость производства руб. (таблица 14.18).
Получаем внепроизводственные расходы:
по аналогу: Звнепроизв.А = (3160487078000·3) 100 = 94819506250 руб.
по проекту: Звнепроизв.П = (328685851400·3) 100 = 98605755400 руб.
4 Составление калькуляции себестоимости продукции
Составляем калькуляцию себестоимости дизельного топлива установки ЛЧ-242000 объемом выпуска до реконструкции 24469550 тонн в год после реконструкции 25447960 тонн в год.
Таблица 14.18 - Калькуляция себестоимости продукции установки ЛЧ-242000 годовой мощностью 2600000 тонн в год по сырью
на единицу продукции
На годовой проектируемый объем
Возвратные отходы (вычитаются)
Топливо на технологические нужды
Энергия на технологические нужды
Заработная плата основных производственных рабочих
Начисления на заработную плату
Расходы на подготовку и освоение новых производств
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
Итого цеховая себестоимость
Общезаводские расходы
Прочие производственные расходы
Итого себестоимость производства
Попутная продукция (исключается)
Внепроизводственные расходы
Итого полная себестоимость
Из таблицы 14.18 видно что при переходе производства с мощности 2500000 тоннгод по сырью (24469550 тоннгод по продукту) на 2600000 тоннгод по сырью (25447960 тоннгод по продукту) происходит удешевление себестоимости продукции. Это связано с увеличением производительности при одинаковой численности рабочих и уменьшению расходов на содержание оборудования уменьшением расходных норм по пару и электроэнергии всвязи с исключением из схемы узла регенерации МДЭА.
Таблица 14.19 - Структура себестоимости дизельного топлива установки ЛЧ-242000 годовой мощностью 2600000 тонн в год по сырью
Затраты на единицу продукции по аналогу
Затраты на единицу продукции по проекту
Полуфабрикаты собственного производства
Топливо на технологические цели
Энергия на технологические цели
Заработная плата ОПР
Расходы на подготовку и освоение производства
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
ИТОГО полная себестоимость
Таким образом в структуре калькуляции себестоимости продукции основную долю занимают расходы на сырье и материалы и энергоресурсы 66180 % и 29470 % соответственно.
5 Оценка экономической эффективности инвестиций
5.1 Чистый дисконтированный доход
где Т – горизонт расчета количество лет эффективного функционирования оборудования;
t – номер расчета в качестве отрезка времени соответствующего шагу расчета принимается год;
Rt – результат достигаемый на шаге расчета t;
Зt – затраты осуществляемые на шаге расчета t
К – капитальные вложения на реконструкцию (осуществляются в течение одного шага расчета при t=0 и соответствуют капитальным затратам проекта).
Результат достигаемый на шаге расчета t определяется:
где D1 - выручка от реализации продукции до проведения мероприятий;
D2 - выручка от реализации продукции после проведения мероприятий.
Имеем D1 = 3768311070 тыс.руб. D2 = 3918985840 тыс.руб. (см. п.14.6.2) тогда:
Rt = 3918985840 – 3768311070 = 150675140 тыс.руб.
Затраты осуществляемые на шаге расчета t определяются:
Зt = С2 · В2 – С1 · В1(14.27)
где С1 – полная себестоимость единицы продукции по аналогу тыс.руб.;
С2 - полная себестоимость единицы продукции по проекту тыс.руб.;
В1 – выпуск продукции за год по аналогу тонн;
В2 - выпуск продукции за год по проекту тонн.
Зt = 1323556 · 25447960 – 1330534 · 24469550 = 3368093492 – 3255751930 =
= 112341560 тыс.руб.
Норма дисконта составляет 023 (по данным на 2011 год).
Капитальные вложения на реконструкцию составляют 108060 тыс.руб. (см. п. 14.7).
ЧДД0 = – 108060 тыс. руб.
ЧДД1 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)1 – 108060 = 8888550 тыс. руб.
ЧДД2 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)2 + 8888550 = 16143880 тыс. руб.
ЧДД3 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)3 + 16143880 = 21995020 тыс. руб.
ЧДД4 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)4 + 21995020 = 26713630 тыс. руб.
ЧДД5 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)5 + 26713630 = 30519610 тыс. руб.
ЧДД6 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)6 + 30519610 = 33588420 тыс. руб.
ЧДД7 = (150675140 - 112341560) 1 (1+023)7 + 33588420 = 36063280 тыс. руб.
ЧДД8 = (150675140 - 112341560)· 1 (1+023)8 + 36063280 = 38059050 тыс. руб.
ЧДД9 = (150675140 - 112341560)· 1 (1+023)9 + 38059050 = 39668570 тыс. руб.
ЧДД10 = (150675140 - 112341560)· 1 (1+023)10 + 39668570 = 40966530 тыс. руб.
Таким образом ЧДД = 40966530 тыс. руб. то есть является положительным что говорит об эффективности проекта (при данной норме дисконта).
5.2 Срок окупаемости
Срок окупаемости – минимальный временной интервал за пределами которого значение ЧДД становится и в дальнейшем является неотрицательным – определяется графически по расчету ЧДД.
Рисунок 14.2 – Определение срока окупаемости
ЧДД становится положительным на первом году то есть срок окупаемости 0011.
5.3 Индекс доходности (ИД)
Rt – Зt = 150675140 – 112341560 = 38333579 тыс.руб.
ИД = (110806) · (38333579·1(1+023)1 + 38333579·1(1+023)2 + 38333579·1(1+023)3 +
+ 38333579·1(1+023)4 + 38333579·1(1+023)5 + 38333579·1(1+023)6 +
+ 38333579·1(1+023)7 + 38333579·1(1+023)8 + 38333579·1(1+023)9 +
+ 38333579·1(1+023)10) = 71400.
Поскольку ИД >1 то проект является эффективным.
5.4 Внутренняя норма доходности (ВНД)
ВНД показывает при какой норме дисконта ЧДД = 0. ВНД определяется путем расчета значений ЧДД для различных норм дисконта начиная с Е=0 и заканчивая Е при
котором ЧДД отрицательно.
Определяем ЧДД при различных Е получаем при:
Е = 0 ЧДД = – 108060 + 38333579 10 = 383227730 тыс. руб. = 383227 млн. руб.;
Е = 5 ЧДД = – 108060 + 38322700 ·((1+5)-1 + (1+5)-2+ (1+5)-3+ (1+5)-4+ (1+5)-5+ (1+5)-6+ (1+5)-7+ (1+5)-8+ (1+5)-9+ (1+5)-10) = 6485670 тыс.руб. = 6480 млн.руб.
Е = 10 ЧДД = – 108060+ 38322700 ·((1+10)-1 + (1+10)-2+ (1+10)-3+ (1+10)-4+ (1+10)-5+ (1+10)-6+ (1+10)-7+ (1+10)-8+ (1+10)-9+ (1+10)-10) = 390615 тыс.руб. = 3906 млн.руб.
Е = 30 ЧДД = – 108060 + 38322700·((1+30)-1 + (1+30)-2+ (1+30)-3+ (1+30)-4+ (1+30)-5+
+ (1+30)-6+ (1+30)-7+ (1+30)-8+ (1+30)-9+ (1+30)-10) = 751860 тыс.руб. = 7518 млн.руб.
Е = 50 ЧДД = – 108060 + 38322700 ·((1+50)-1 + (1+50)-2+ (1+50)-3+ (1+50)-4+ (1+50)-5+
+ (1+50)-6+ (1+50)-7+ (1+50)-8+ (1+50)-9+ (1+50)-10) = 110730 тыс.руб. = 110 млн.руб.
Е = 70 ЧДД = – 108060 + 38322700 ·((1+70)-1 + (1+70)-2+ (1+70)-3+ (1+70)-4+ (1+70)-5+
+ (1+70)-6+ (1+70)-7+ (1+70)-8+ (1+70)-9+ (1+70)-10) = 4912 тыс.руб. = 049 млн.руб.
Е = 90 ЧДД = – 108060 + 38322700 ·((1+90)-1 + (1+90)-2+ (1+90)-3+ (1+90)-4+ (1+90)-5+
+ (1+90)-6+ (1+90)-7+ (1+90)-8+ (1+90)-9+ (1+90)-10) = 4459 тыс.руб. = 0445 млн.руб.
Е = 95 ЧДД = – 108060 + 38322700 ·((1+95)-1 + (1+95)-2+ (1+95)-3+ (1+95)-4+ (1+95)-5+
+ (1+95)-6+ (1+95)-7+ (1+95)-8+ (1+95)-9+ (1+95)-10) = 8201 тыс.руб. = 0082 млн.руб.
Е = 100 ЧДД = – 108060 + 38322700 · ((1+100)-1 + (1+100)-2 + (1+100)-3 + (1+100)-4 +(1+100)-5+ (1+100)-6 + (1+100)-7 + (1+100)-8 + (1+100)-9 + (1+100)-10) = – 245 тыс.руб. =
Определение ВНД представлено на рисунке 14.3.
Рисунок 14.3 – Определение ВНД
ВНД составляет 9500 что является больше нормы дисконта Е = 023.
6 Расчет основных технико-экономических показателей эффективности проектируемых мероприятий
6.1 Прибыль от реализации продукции
Прибыль от реализации продукции тыс.руб. определяется:
П = (Ц – С)·В(14.29)
где Ц – оптовая цена продукции;
С – полная себестоимость единицы продукции;
В – выпуск продукции за год тонн.
Оптовая цена дизельного топлива согласно исходным данным проекта составляет 154 тыс.руб. за тонну.
ПА = (154 – 1323556) · 24469550 = 550892348 тыс.руб.
ПП = (154 – 1330534) · 25447960 = 533498660 тыс.руб.
6.2 Выручка от реализации
Выручка от реализации продукции тыс.руб. определяется:
по аналогу: ДА = 154·24469550 = 3768310700 тыс.руб.;
по проекту: ДП = 154·25447960 = 3918985840 тыс.руб.
6.3 Рентабельность продукции
Рентабельность продукции % определяется:
Р = (П С)·100 %(14.31)
где П – прибыль от реализации единицы продукции предприятия тыс.руб.
РА = (512392377 1330534 · 24469550) · 100 % = 1573 %
РП = (550892348 1323556 · 25447960) ·100 % = 1635 %.
Фондоотдача рубруб определяется:
Ф = (В·Ц) Сосн(14.32)
где Сосн – стоимость основных фондов.
В данном проекте не предусмотрена перестройка зданий и сооружений. Стоимость зданий и сооружений составляет 1045028 тыс.руб.(по данным действующего предприятия). Данные по стоимости оборудования представлены в таблице 3.14. Тогда стоимость основных фондов составит:
СоА = 1045028 + 3962290 + 430000 = 5437318 тыс.руб.
СоП =1045028 + 3962290 = 5007318 тыс.руб.
ФА = (24469550 · 154) 5437318 = 69304 рубруб.
ФП = (25447960 · 154) 5007318 = 78265 руб.руб.
Результаты расчетов сводим в таблицу 14.20.
Таблица 14.20 – Сравнительная таблица технико-экономических показателей
Наименование показателей
Годовой выпуск продукции:
- в натуральном выражении
- в стоимостном выражении.
Капитальные вложения
Себестоимость единицы продукции
Численность основных производственных рабочих
Годовой фонд оплаты труда основных рабочих
Стоимость основных производственных фондов
Рентабельность продукции
Годовой объем прибыли
Данным проектом оценена экономическая целесообразность проведения реконструкции по увеличению годовой мощности установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-242000 с 2500000 до 2600000 тонн в год по сырью за счет чего выпуск продукции увеличивается с 24469550 до 25447960 тонн в год то есть на 4 %. Реконструкция заключается в замене катализатора на котором проводится гидроочистка на более производительный а также засчёт исключения из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА. Анализируя результаты проведённых расчётов можно сделать вывод что реконструкция экономически целесообразна. Ее нужно провести для того чтобы увеличить выпуск дизельного топлива и в то же время снизить себестоимость товарной продукции. Срок окупаемости реконструкции мал и составляет менее полугода.
По результатам расчетов видно что после проведения реконструкции себестоимость одной тонны дизельного топлива снижается на 6978 руб.
Увеличиваются: прибыль от реализации товарной продукции (на 38499971 тыс. руб.год); выручка от реализации товарной продукции (на 150675090 тыс. руб.год); рентабельность продукции (на 062 %); фондоотдача (на 8961 рубруб). То есть улучшаются практически все основные технико-экономические показатели эффективности проведения проектных мероприятий.

icon 9 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС.docx

9 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС
1 Энергетический баланс первого реактора
Целью расчёта является определение температуры смеси на выходе из реактора.
Температура смеси на входе в реактор tвх = 350 0C
Давление на входе в реактор Рвх = 417 МПа
Температура на выходе из реактора tвых – находим
Давление на выходе из реактора Рвых = 407 МПа
Уравнение энергетического баланса 1-го реактора гидроочистки запишем следующим образом:
QГСС + QS + QГН = QГПС + Qпотерь (9.1)
где QГСС – тепло поступающее в реактор с газосырьевой смесью;
QS QГН – тепло выделяемое при протекании реакции гидрогенолиза сернистых соединений и гидрировании непредельных соединений;
QГПС – тепло отводимое из реактора с газопродуктовой смесью;
Qпотерь – потери тепла в окружающую среду.
Средняя теплоёмкость реакционной смеси при гидроочистке в ходе процесса изменяется незначительно поэтому тепловой баланс реактора можно записать в следующем виде:
Gctвх + QS + QГН = Gctвых + Qпотерь (9.2)
tвых = tвх + (QS + QГН – Qпотерь)(G·c) (9.3)
где G – суммарное количество реакционной смеси кгч;
с – средняя теплоёмкость реакционной смеси кДж(кг · К);
tвх tвых – температуры реакционной смеси на входе и на выходе из реактора.
QГН = gГН · qГН (9.5)
где gS и gГН – количество сернистых и непредельных соединений вступивших в реакцию в первом реакторе кгч;
qS qГН – тепловые эффекты реакций гидрогенолиза сернистых и гидрирования непредельных углеводородов кДжкг.
Из таблицы 8.4 материального баланса 1-го реактора имеем:
gS = 2537900 + 16496350 + 2228400 + 2001846 = 23264496 кгч;
gГН = 24419550 – 6104887 = 18314663 кгч.
Тепловой эффект реакции рассчитать пользуясь законом Гесса нельзя из-за неизвестности детального химического состава сырья и продуктов реакции поэтому используем экспериментальные данные ЦЗЛ:
) Количество тепла выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов составляет qS = 603 кДжкг;
) Количество тепла выделяемое при гидрировании сернистых соединений составляет qГН = 850 кДжкг;
QS = 23264416 · 850 = 1977487160 кДжч = 5493100 кВт
QГН = 1844663 · 603 = 1104374179 кДжч = 3067706 кВт.
Энтальпия паров сырья при 350 °С I350 = 1050 кДжкг; абсолютная критическая температура сырья
Ткр = 460 + 273 = 733 К;
приведённая температура
Тпр = (350 + 273) 733 = 0848.
Критическое давление сырья вычисляют по формуле:
Ркр = 01К · Ткр Мсм (9.6)
Ркр = 01 · 1272 · 733 198 = 470 МПа
где К – фактор характеризующий содержание парафинов в топливе
где a – средняя температурная поправка для подсчёта плотности жидких нефтепро- дуктов;
– относительная плотность сырья при 15 0С гсм3;
– относительная плотность сырья при нормальных условиях ()
Тср = tср + 273 = (350 + 3775) 2 + 273 = 63675
Тогда Рпр = РРкр = 4429 = 093.
Для найденных значений Тпр и Рпр находим изменение энтальпии 2:
где ΔI – изменение энтальпии в зависимости от температуры;
Mсм – молекулярная масса смеси Mсм = 198 (из материального баланса);
Т – температура ГСС на входе в реактор К.
ΔI = 419 · 42 · 623 198 = 5670 кДжкг.
Энтальпия сырья с поправкой на давление:
I350 = 1050 – 5670 = 9933 кДжкг
Теплоёмкость сырья с поправкой на давление:
ссырья = It = 9933 350 = 2838 кДж(кг · К)
Средняя теплоёмкость ЦВСГ по данным ЦЗЛ составляет cЦВСГ = 545 кДж(кг · К).
Средняя теплоёмкость реакционной смеси составит:
с = (ссырья · Gс + cЦВСГ · GЦВСГ)Gсм (9.7)
По таблице 8.3 материального баланса стадии смешения ЦВСГ и сырья имеем:
Gс = 3095000 кгч GЦВСГ = 19487977 кгч Gсм = 328987977 кгч.
с = (2838 · 3095000 + 545 · 19487977) 328987977 = 299 кДж(кг · К)
Определяем количество тепла поступившее в реактор с газосырьевой смесью:
QГСС = ссырья · Gсм · t0 = 299 · 328987977 · 350 = 3442859179 кДжч = 95634977 кВт
Определяем потери тепла в окружающую среду. Примем что потери составляют 1% от количества тепла поступившего в реактор.
Qпотерь = 001 · (QГСС + QS + QГН) = 001 · (3442859179 + 197748716 + 1104374179) = = 375104530 кДжч = 104195 кВт
Подставив найденные величины в уравнение (9.3) находим температуру на выходе из 1-го реактора.
t = 350 + (197748716 + 1104774179 – 37510453) (328987977 · 299) = 3775 °С
2 Энергетический баланс второго реактора
Во втором реакторе происходит окончательное обессеривание дизельного топлива и окончательное гидрирование непредельных углеводородов. Уравнение энергетического баланса 2-го реактора гидроочистки запишем следующим образом:
Q ГПС + QS + QГН = Q ГПС + Q потерь
где Q ГПС – тепло поступающее во 2-й реактор с газопродуктовой смесью из первого реактора;
Q ГПС – тепло отводимое с газопродуктовой смесью из 2-го реактора;
Средняя теплоёмкость газопродуктовой смеси при гидроочистке во 2-м реакторе практически не изменяется поэтому энергетический баланс 2-го реактора можно записать в следующем виде:
GГПС · сср · tвх + QS + QГН = GГПС · cср · tвых + Qпотерь
tвых = tвх + (QS + QГН – Qпотерь )(G ГПС · сср) (9.8)
где G ГПС – количество газопродуктовой смеси кгч;
G ГПС = 328987977 кгч;
сср – средняя теплоёмкость газопродуктовой смеси кДж(кг · К);
сср = 299 кДж(кг · К);
tвх tвых – температуры на входе и выходе из второго реактора.
где gS и gГН – количество сернистых и непредельных соединений вступивших в реак цию во втором реакторе кгч;
qS qГН – тепловые эффекты реакций гидрирования сернистых и непредельных уг леводородов кДжкг.
Из таблицы 8.5 материального баланса 2-го реактора имеем:
Из энергетического баланса 1-го реактора имеем:
QS = 32807 · 850 = 2788595 кДжч = 7746 кВт
QГН = 3662882 · 603 = 220871780 кДжч = 61353 кВт.
Количество тепла поступающее во 2-й реактор с газопродуктовой смесью из 1-го реактора:
QГПС = сср · G ГПС · tвх = 299 · 328987977 · 3775 = 37135379880 кДжч = 103153833 кВт.
Определяем потери тепла в окружающую среду:
Qпотерь = 001 · (QГПС + QS + QГН) = 001 · (37135379880 + 2788595 + 220871780) = = 37356530 кДжч = 103768 кВт
Подставив найденные величины в уравнение (9.8) находим температуру на выходе из 2-го реактора.
tвых = 3775 + (22087178 + 2708595 – 37356530) (328987977 · 299) = 3885 °С
Количество тепла выходящее с газопродуктовой смесью со 2-го реактора равно:
кДжч = 102737429 кВт
Температура во 2-м реакторе повысилась на 11 °С.
Таблица 9.1 – Энергетический баланс 1-го реактора гидроочистки
Тепло приходящее в реактор с газосырьевой смесью QГCC
Тепло отводимое из реактора с газопродуктовой смесью QГПС
Тепло выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых соединений QS
Потери тепла в окружающую среду Qпотерь
Тепло выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов QГН
Таблица 9.2 – Энергетический баланс 2-го реактора гидроочистки
Тепло приходящее в реактор с газопродуктовой смесью из 1-го реактора QГПC
Тепло отводимое из реактора с газопродуктовой смесью Q ГПС

icon ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.docx

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
АВГ – аппарат воздушного охлаждения горизонтальный.
AT – атмосферная трубчатка.
АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка.
ГПС – газопродуктовая смесь.
ГСС – газосырьевая смесь.
ДЗЭЧ – дизельное зимнее экологически чистое.
ДТ – дизельное топливо.
МДЭА – метилдиэтаноламин.
НПЗ – нефтеперерабатывающий завод.
ПЛK – промливневая канализация.
РСУ – распределительная система управления.
УКПГ – установка комплексной подготовки газов
УПЭС – установка получения элементарной серы
ppm – parts per million – частей на миллион.

icon Титульник вариант готовый.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ им. Р. Е. АЛЕКСЕЕВА
(подпись) (фамилия и.о.)
(наименование темы или проекта)
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
(вид документа – проект дипломный курсовой исследовательская работа и т.п.)
КОНСУЛЬТАНТЫ: РУКОВОДИТЕЛЬ
По организации и экономике производства
По контролю и автоматизации процесса
(подпись) (фамилия и.о.)

icon 3 ФИЗИКО-химические ОСНОВЫ.docx

3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА ПРОИЗВОДСТВА
Процесс гидроочистки дизельного топлива основывается на реакциях гидрогенизации в результате которых соединения серы кислорода и азота в присутствии водорода и катализатора превращаются в углеводороды с выделением воды сероводорода и аммиака. Кроме того в процессе гидроочистки протекают различные реакции с углеводородами (изомеризация парафиновых и нафтеновых насыщение непредельных гидрокрекинг гидрирование ароматических углеводородов и др.). Процесс проводится при температуре 320-400 оС и давлении 30-50 кгссм2.
Реакции сернистых соединений
В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода:
RSR1 + 2H2 RH + R1H + H2S
RSSR + 3H2 2RH + 2H2S
Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются меркаптаны и сульфиды труднее всего – тиофены. При одних и тех же условиях меркаптаны гидрируются на 95 % а тиофены на 40-50 %.
Реакции кислородных и азотных соединений
С6Н5ОН + Н2 С6Н6 + Н2О
- гидроперекись гептана
С7Н15ООН + 2Н2 С7Н16 + 2Н2O
+ 5Н2 СН3 - СН - СН2 - СН3 + NН3
+ 4Н2 СН3 – СН2 – СН2 – СН3 + NН3
Природа металлоорганических соединений и их реакции в процессе гидроочистки изучены мало. Однако на основании практических данных известно что металлы содержащиеся в сырье практически полностью отлагаются на катализаторе.
Реакции углеводородов
Одновременно с реакциями присоединения водорода идут реакции гидрокрекинга с образованием небольшого количества легких бензиновых фракций и газов реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов.
Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов происходит довольно легко при условиях обессеривания.
Реакции гидрокрекинга протекают при повышенных температурах и давлениях со значительным выделением тепла что может привести к неуправляемому саморазгону процесса.
Насыщение непредельных и гидрирование ароматических углеводородов происходит неодинаково. Для гидрирования ароматических углеводородов необходимо высокое (порядка 200 атм) парциальное давление водорода в то время как насыщение непредельных происходит при условиях процесса гидроочистки.
Метилдиэтаноламиновая очистка газов
Метилдиэтаноламиновая очистка газов необходима для извлечения сероводорода из циркуляционного водородосодержащего и углеводородного газов. Процесс очистки газов основан на абсорбции сероводорода водным раствором МДЭА с последующей его регенерацией.
Процесс очистки основан на обратимой реакции.
(С2Н4ОН)2 NСН3 + Н2S (C2Н4ОН)2 NСH3 2 Н2S
При температуре 35-40 оС реакции идут в сторону поглощения сероводорода при температуре 100-125 оС - в сторону выделения сероводорода из раствора МДЭА.
Реакция поглощения сероводорода раствором МДЭА протекает с выделением тепла а реакция его выделения из насыщенного раствора - с поглощением тепла.
Факторы влияющие на процесс гидроочистки
На процесс гидроочистки наиболее существенное влияние оказывают следующие факторы:
активность катализатора;
объемная скорость подачи сырья;
кратность циркуляции ВСГ к сырью.
Скорость обессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Наличие смолистых соединений в сырье приводит к быстрому закоксовыванию катализатора и резкому снижению его активности. Содержание смолистых веществ в сырье косвенно характеризуется его цветом.
При повышении температуры скорость гидрирования сернистых соединений возрастает достигая максимума при 400 оС. Для процесса гидроочистки дизельных фракций оптимальная температура составляет 320-400 оС.
С повышением общего давления в системе повышается степень обессеривания сырья уменьшается коксование катализатора и увеличивается его срок службы. Но на глубину гидроочистки влияет в основном не общее давление в системе а парциальное давление водорода. Значительный рост скорости гидрирования сернистых соединений наблюдается при повышении парциального давления водорода до 30 кгссм2. Процесс гидроочистки дизельных фракций проводится при парциальном давлении водорода не ниже 18 кгссм2 и общем давлении от 20 до 50 кгссм2.
Объемная скорость подачи сырья
Объемной скоростью подачи сырья называется отношение объема сырья подаваемого в реактор в час к объему катализатора. Увеличение объемной скорости приводит к уменьшению времени пребывания сырья в реакторе а значит и к уменьшению глубины гидрообессеривания. С другой стороны снижение объемной скорости приводит к снижению производительности установки и удорожанию процесса. Поэтому максимально допустимая объемная скорость определяется для каждого конкретного случая в зависимости от состава сырья состояния катализатора и условий протекания процесса. Для гидроочистки дизельных фракций максимально допустимая объемная скорость подачи сырья составляет 5 час.-1
Кратность циркуляции ВСГ : сырье
Кратность циркуляции ВСГ : сырье определяется как количество подаваемого водородсодержащего газа в нормальных метрах кубических на один метр кубический жидкого сырья. При увеличении кратности циркуляции ВСГ увеличивается глубина гидрообессеривания но это увеличение происходит до определенного предела. Кроме того увеличение кратности циркуляции ВСГ снижает коксообразование на катализаторе. Для процесса гидроочистки дизельных фракций принята кратность циркуляции ВСГ из расчета на 100 % водород 160-180 нм3м3 при этом содержание водорода в циркулирующем газе должно быть не менее 70 % об.
Активность катализатора
Чем выше активность катализатора тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и достигать большей глубины обессеривания. Активность катализатора зависит от его «возраста» (срока эксплуатации) и условий проведения процесса. Для поддержания активности катализатора периодически проводят его регенерацию для удаления отложений серы и кокса. Постепенно катализатор «стареет» за счет отложения на поверхности металлоорганики и структурных изменений его поверхности. В этом случае катализатор подлежит замене на свежий.
Факторы влияющие на процесс очистки газов
Основными факторами влияющими на процесс очистки газов являются: температура давление массовая доля МДЭА в растворе расход раствора МДЭА.
Оптимальная температура абсорбции сероводорода – 30-40 °С. Повышение температуры ухудшает поглощение сероводорода. Важную роль играет соотношение температур раствора МДЭА и газа поступающего на очистку.
Повышение давления благоприятно влияет на процесс поглощения сероводорода чем больше давление тем больше коэффициент абсорбции.
Уменьшение массовой доли МДЭА в растворе ослабляет коррозию аппаратуры снижает растворимость в нем углеводородов но увеличивает энергетические затраты на регенерацию увеличенных объемов циркулирующего раствора.
С увеличением расхода циркулирующего раствора МДЭА степень извлечения сероводорода увеличивается.

icon 4.ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВЫХ ПРОДУКТОВ.doc

4ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
Данные о сырье материалах готовой продукции приведены в табл. 4.1 [5]
Наименование сырья материалов реагентов катализаторов полуфабрикатов изготовляемой продукции
Номер ГОСТ ОСТ ТУ СТП
Показатели качества обязательные для проверки
Норма по ГОСТ ОСТ ТУ СТО
Область применения изготовляемой продукции
дизельного топлива с установок
-начало кипения оС не ниже
- 50 % об. перегоняется при температуре оС не выше
- 90 % об. перегоняется при температуре оС не выше
- 96 % об. перегоняется при температуре оС не выше
Температура застывания оС не выше
Содержание воды % мас.
Фракция дизельного топлива с вакуумной колонны К-5 установок
Фракционный состав оС:
- 50 % об. перегоняется при температуре не выше
Компонент сырья установки
Продолжение табл. 4.1
- 96 % об. перегоняется при температуре не выше
Свежий водород-содержащий газ (ВСГ) с установок
ЛЧ-3511-600 ЛФ-3521-1000
Содержание водорода % об.
Используется в процессе гидроочистки
Содержание сероводорода ррм не более:
Определение обязательно
Содержание НСL (для установки ЛФ-3521-1000)
Компонент гидроочищенный дизельного топлива зимнего
- до 180 оС перегоняется
Для зимнего по ГОСТ 305
топлив дизельных зимних
- до 340 оС перегоняется
- 96 % об. перегоняется при температуре
Температура вспышки в закрытом тигле оС не ниже
Температура помутнения оС не выше
Содержание серы не более
Содержание механических примесей
Плотность при 15 оС кгм3
Опреде-ление обязательно
гидроочищен-ный дизельного топлива летнего
- при 250 оС перегоняется
Для топлив ЕВРО вид III ЭКТО вид II
Для топлив ЕВРО вид II ЭКТО вид I
Для топлива по ГОСТ 305
Компонент товарных топлив дизельных летних
- при 350 оС перегоняется
-- при 360 оС перегоняется
Температура помутнения оС не выше:
Массовая доля серы не более
Содержание механических примесей
Не норми-руется. Опреде-ление

icon компоновка для регламента_recover.dwg

Водоизоляционный ковер
Основание под ковер (стяжка)
Керамзитная прослойка
Асфальто-бетонная стяжка
Утеплитель пенобетон
Гидроизоляция - рубироид 1 слой
Цементная стяжка d=15 мм
Кислотостойкая плита
Бетонный подстилающий слой
Колонна первичного разделения
Колонна отгона низкокипящих
Эвакуационный проход
Резервуары ингибитора
Газгольдер для уплотняющего газа
Испаритель конденсата пара
Колонна рекуперации спирта
Колонна отгона товарного продукта
Приемник кубового продукта Т305
ДП-ДПИ НГТУ-240401-(04-ХТОВ)-20-09
Компоновка оборудования
Ось существующей эстакады Б
67916-35808-2003-ТМ1.1
ДП-ДПИ НГТУ-24040365-(06-ХТПЭУМ)-05-11
Установка гидроочистки дизельного топлива

icon СПИСОК ЛИТ.docx

Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию Г.С. Борисов В.П. Брыков Ю.И. Дытнерский и др. Под ред. Дытнерского Ю.И. 2-е изд. перераб. и дополн. – М.: – Химия 1991. – 496 с.
Кузнецов А.А. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности А.А. Кузнецов С.М. Кагерманов Е.Н. Судаков. – Л.: Химия 1974. – 336 с.
Дубовкин Н.Ф. Справочник по теплофизическим свойствам углеводородных топлив и их продуктам сгорания Дубровкин Н.Ф. – М. – Л.: Росэнергоиздат 1962. – 288с.
Павлов К.Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химических технологии К.Ф. Павлов П.Г. Романков А.А. Носков. – Л.: Химия 1987. – 576 с.
Материалы преддипломной практики.
Лащинский А.А. Конструирование сварных химических аппаратов: справочник А.А. Лащинский. – Л.: Машиностроение 1981. – 382 с.
ГОСТ 12.0.003-74. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
Р 2.2.2006-05. Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда.
Лазарев Н.В. Вредные вещества в промышленности. Т. 1-3 Н.В. Лазарев. - Л.: Химия 1976 г.
Вредные химические вещества. Углеводороды галогенпроизводные углеводородов: справ.Под ред.В.И. Филова. - Л.: Химия 1990 г.
Правила обеспечения работников специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты (утв. постановлением Минтруда РФ от 18 декабря 1998 г. N 51).
Охрана труда в химической промышленности Под ред. Г.В. Макарова.
СанПиН 2.2.12.1.1.1200-03 (новая редакция). Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий сооружений и иных объектов.
ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.
Эльтерман. В.М. Вентиляция химических производствВ.М. Эльтерман. – М.: Химия 1971 г.
ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.
СНиП 41-01-2003. Отопление вентиляция и кондиционирование.
СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.
ГОСТ 12.1.003-83 (1999). Шум. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.1.012-90 (2001). Вибрационная безопасность. Общие требования.
СНиП 23-05-95 (2003). Естественное и искусственное освещение.
ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое. Утверждены Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204
Пикман. И.Я. Электрическое освещение взрывоопасных и пожароопасных зон И.Я. Пикман. - м.: Энергоатом из дат 1978 г.
Справочная книга для проектирования электрического освещения: сирав.Под ред. Г.М. Кнорринга. - Д.: Энергия 1976 г.
Методические указания по выполнению расчетной части раздела «Охрана труда» в дипломных проектах: метод. Указания для студентов всех специальностей. В 2-х ч. 4.1 В.П. Платонов М.В. Осин В.И. Миндрин и др. ГПИ. - Горький 1983. - 55с.
СанПиН 2.2.22.4.1340-03. Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы.
СанПиН 2.2.4.1191-03. Электромагнитные поля в производственных условиях
ГОСТ 12.1.019-79 (2001). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
Статическое электричество в химической промышленности Под ред. Сажи на Б.И.-Л.: Энергия 1977.
Правила защиты от статического электричества в производствах химической нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. - М.: Химия 1973 г.
СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций.
СНиП 31-03-2001. Производственные здания.
НПБ 105-03. Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
Федеральный закон от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
ГОСТ Р 51330.0-99. Электрооборудование взрывозащищенное.
СНиП 21-01-97 (1999 с изменен. №2 от 2002). Пожарная безопасность зданий и сооружений.
НПБ 88-2001. Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования.
Баратов. А.Н. Пожаротушение на предприятиях химической и нефтехимической промышленности. А.Н. Баратов Е.Н. Иванов. - М.: Химия 1979 г.
Пожаро- взрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения: справ. Под ред. А.Н. Баратов А.Я. Корольченко. Т.1 2 - М.: Химия 1990.
ГН 2.2.5.2241-07 "Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны" дополнение N 3 к ГН 2.2.5.1313-03 (приложение).
ГН 2.1.5.1315-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования. Гигиенические нормативы.
Гражданская оборона В.Г. Атаманюк Л.Г. Ширшев. Н.И.Акимов. -М.: Высш. шк 1986 г.
СП 11-107-98. Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства.
Альперт Л.З. Основы проектирования химических установок. Альперт Л.З. Минаев Г.А. Петров А.М. – М.: Высш. Школа 1976. – 272 с.

icon 2. Технико-экономическое обоснование.docx

2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОВЕДЕНИЯ
РЕКОНСТРУКЦИИ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА
Целью технико-экономического обоснования является доказательство технической возможности и экономической целесообразности реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива.
1 Краткая характеристика продукции области её применения анализ существующих методов производства
Дизельное топливо представляет собой один из важнейших продуктов нефтепереработки.
Нефтеперерабатывающей промышленностью вырабатывается дизельное топливо по ГОСТ 305-82 трех марок: летнее (Л) применяемое при температурах окружающего воздуха выше 0 °С; зимнее (3) применяемое при температурах до минус 30 °С и арктическое (А) температура применения которого до минус 50 С.
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) получают компаундированием прямогонных и гидроочищенных фракций в соотношениях обеспечивающих требования стандарта по содержанию серы. Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не должно превышать 02 % (масс.) – для I вида топлива и 05 % (масс.) – для II вида топлива а для марки EN-590 – 0005 % (масс).
В качестве сырья для гидроочистки нередко используют смесь среднедистиллятных фракций прямой перегонки и вторичных процессов чаще прямогонного дизельного топлива и легкого газойля каталитического крекинга. Содержание серы в прямогонных фракциях в зависимости от перерабатываемой нефти колеблется в пределах 08-10 % (для сернистых нефтей) а содержание серы в гидроочищенном компоненте – от 008 до 01 %.
Дизельное экспортное топливо (ТУ 38.401-58-110-94) вырабатывают для поставок на экспорт. Исходя из требований к содержанию серы (0005 % масс.) дизельное экпортное топливо получают гидроочисткой прямогонных дизельных фракций.
С 1981 г. вырабатывают зимнее дизельное топливо марки ДЗп по ТУ 38.101889-81.
Получают его на базе летнего дизельного топлива. Добавка сотых долей присадки обеспечивает снижение предельной температуры фильтруемости до минус 15 °С температуры застывания до минус 30 °С и позволяет использовать летнее дизельное топливо в зимний период времени при температуре до минус 15 °С.
Для применения в районах с холодным климатом при температурах минус 25 и минус 45 °С вырабатывают топлива по ТУ 38.401-58-36-92.
Экологически чистое дизельное топливо выпускают по ТУ 38.1011348-89. Производство дизельных топлив с улучшенными экологическими показателями связано во-первых с вовлечением в их состав продуктов переработки растительного сырья и их модификаций (так называемые биодизельные топлива) во-вторых со снижением содержания в них сернистых азотных соединений и полициклических ароматических углеводородов за счет гидрогенизационных процессов.
Также новым способом получения экологически чистых топлив является целенаправленное производство синтетического дизельного топлива в виде диметилового эфира (ДМЭ) на основе синтез-газа.
Городское дизельное топливо (ТУ 38.401-58-170-96) предназначено для использования в г. Москве. Основное отличие городского дизельного топлива от экологически чистого – улучшенное качество благодаря использованию присадок (летом – антидымной зимой – антидымной и депрессорной). Добавка присадок в городское дизельное топливо снижает дымность и токсичность отработавших газов дизелей на 30-50 %. Депрессорные присадки улучшающие низкотемпературные свойства топлива представляют собой в основном сополимеры этилена с винилацетатом зарубежного производства.
2 Обоснование необходимости увеличения объёмов производства
В настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью ставится задача по улучшению качества дизельного топлива в связи с ужесточением контроля за воздушной средой а также увеличением количества перерабатываемого дизельного топлива в связи с ростом спроса на данный вид нефтепродукта.
Россия в настоящее время занимает третье место в мире после США и Японии по производству средних дистиллятов (дизельного топлива). Самый высокий выход средних дистиллятов наблюдается в Японии. Производство средних дистиллятов в шести ведущих странах в 2002 г. составило 425 млн. тонн из них доля России составляет около 12 % (около 51 млн. тоннгод).
США практически полностью обеспечивают себя средними дистиллятами Германия и Франция ориентированы на импорт а Россия Великобритания и Япония являются нетто-экспортерами средних дистиллятных топлив. Причем в России это соотношение растет.
В таблице 2.1 приведены данные по производству дизельного топлива в 2009 –
Таблица 2.1 – Производство дизельного топлива на российских предприятиях по компаниям
Предприятие компания
Производство тыс. тоннгод
2.1 Производственные мощности и их использование динамика роста производства области применения перспективы наращивания мощностей
Для проведения организационно-технических мероприятий следствием которых будет увеличение выпуска продукта важно изучить тенденции изменения спроса на данный продукт.
В целом для ведущих стран мира характерно сокращение потребления печных топлив и рост потребления автомобильных и дизельных топлив. Из общего ряда выделяется Россия где из-за избытка газа и сильно развитой системы газоснабжения печное топливо почти не применяется.
Внутренний рынок среднедистиллятных топлив России характеризуется как их высоким производством так и потреблением.
Прогноз динамики роста мирового и российского спроса на дизельное топливо представлен в виде диаграмм на рисунках 2.1 и 2.2 соответственно.
Рисунок 2.1 – Прогноз динамики мирового спроса на продукт
Рисунок 2.2 – Прогноз динамики российского спроса на продукт
В Российской Федерации основным потребителем дизтоплива является грузовой автотранспорт на долю которых приходится около 30% всех поставок. Крупный сегмент рынка также составляют сельское хозяйство и автобусные перевозки (по 17-19 %). На долю остальных приходится около 50 %.
В потреблении дизельного топлива наблюдается выраженная сезонность что связано с ростом поставок горючего для посевных и уборочных работ (120 - 140 литров на 1 гектар сельскохозяйственных угодий) а также сезонности автоперевозок.
Прогноз динамики роста мирового и российского объёмов производства дизельного топлива представлен на рисунках 2.3 и 2.4 соответственно.
Рисунок 2.3 – Прогноз динамики роста мирового объема производства
Рисунок 2.4 – Прогноз динамики роста российского объема производства
Таким образом на рынке дизельного топлива сохраняется тенденция увеличения спроса на продукт причём спрос превышает существующие объёмы производства следовательно существуют реальные перспективы наращивания производственных мощностей предприятий-изготовителей дизельного топлива.
Наибольшую долю рынка занимают компания «ЛУКОЙЛ». Ему принадлежит 17 % российского рынка дизельного топлива.
На втором месте по объёму рынка находится компания «Башнефтехим». Она занимает 13 % рынка.
Далее идут компании «Сибнефть» и ТНК которым принадлежит примерно по 8 % рынка дизельного топлива в России.
3 Организационно-технические мероприятия по увеличению объёмов производства и качества данной продукции
В результате предлагаемой реконструкции производительность установки по сырью увеличивается с 2500000 до 2600000 тонн в год. Реконструкция заключается в замене катализатора марки KF 757-15Е на котором проводится гидроочистка на более производительный катализатор марки С(448447) а также засчёт исключения из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА. Предлагаемые технические решения обеспечат снижение себестоимости продукции и улучшить технико-экономические показатели работы установки.
Эффективность проведения данных организационно-технических мероприятий проверяется путем составления калькуляции себестоимости продукции и расчета основных технико-экономических показателей и сравнения их с показателями работы действующей установки гидроочистки дизельного топлива.

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 21 час 33 минуты
up Наверх