Установка газофракційна

Нафтопереробна і нафтохімічна промисловість є одним із провідних галузей важкої промисловості. Останніми роками видобування нафти значно сократилась.

Перед нафтопереробної промисловістю поставили завдання збільшити ефективність використання нафти, забезпечити поліпшення її переработки.

Нині особлива роль відведена збільшення глибини переробки нафтової сировини з допомогою різних термічних і хімічних методів, з з метою отримання з нафти великої кількості світлих нафтопродуктів. Широке використання у нафтопереробки має газ. Газ застосовується як хладагент, топливо.

Для поділів суміші газів на індивідуальні компоненти застосовуються такі процеси: ректифікація, компресія, конденсація, адсорбція. На газофракционирующих установках (ДФУ) ці процеси комбінуються у різних сочетаниях.

Перспективою процесу є модернізацію устаткування, поліпшення якості продукций, зниження энергоёмкости.

1 Технологічна часть.

1.1 Призначення, коротка характеристика проектованого процесу обгрунтування вибору схеми проектованого процесса.

Установка ГФУ-1 варта поділу газу та стабілізації бензину каталітичного кернинга. Установка складається з блоку очищення газів, блоку компресії, блоку абсорбції і ректификации.

Блок отчистки призначений для отчистки жирного газу від сероводорода.

Блок компресії призначений для компремирования жирного газа.

Блок абсорбції і ректифікації призначений для вилучення необхідних компонентів з газу, що надходить абсорбер з наступним поділом його за фракція на блоці ректификации.

Є можливість роботи установки уповні і спрощеної (вкороченій) схемам.

Робота установки за повною схемою необхідно провести в експлуатацію ПВД (парк високого тиску), до ухвалення пропан-пропиленовой і бутан-бутиленовой фракції з установки ГФУ-1. У справжні час парк (ПВД) списан.

Працюючи по спрощеної схемою установки виходять такі продукти: бензин, рефлюкс (вуглеводні С5 і від), сірководень і сухий газ.

Сырьём установки є жирний на газ і нестабільний бензин каталітичного кренинга.

1.2 Характеристика сировини, готової продукції і на допоміжних материалов.

Таблиця 1 — Характеристика сировини, готової продукції і на допоміжних материалов.

Найменування сировини, матеріалів, виготовленої продукції Номер державного чи галузевого стандарту Показники якості обов’язкових для перевірки Допустимі пределы.

Жирний газ з установок КК (сировину) СТП 10 101−401 142−99 Масова частка вуглеводнів С5 і від, трохи більше %Масова частка сірководню, трохи більше % (після отчистки) 300,2.

Компонент бензину КК (сировину) СТП 10 101−401 135−96 Межі перегонки: Температура початку перегонки, не нижче оСТемпература кінця перегонки, не вище оС2. Октанове число (по дослідницьким методу) щонайменше 3 519 576.

Газ сухий (виготовлена продукція) Склад не нормується.

Стабільний бензин (компонент) СТП 10 101*401121−99 Тиск насичених парів, мм.рт.ст.А) бензин літнього виду, не вышеБ) бензин зимового виду, не вышеСодержание H2SИспытание на мідної платівки 700 900отсутствиевыдержи-вает.

Рефлюкс ГФУ-1 СТП 10 101−401 182−2000 Масова частка вуглеводнів С5 і від, трохи більше 60.

Азот вищого гатунку чистотою 99,98% тиску 5,5кгс/см (Матеріали) СТП 10 101−407 501−99 Об'ємна частка азоту, щонайменше % 99,98.

Сода каустична ГОСТ 2263–79.

1.3 Застосування готової продукции.

Стабільний бензин використовують як базовий компонент автомобільного бензину марок А-76, АИ-92.

Рефлюкс використовують у ролі сировини для ЭП 300.

Сухий газ використовують у ролі газоподібного палива на цехах объединения.

Сірководень використовується щоб одержати елементарної сірки в цеху № 18.

1.4 Теоретичні основи проектованого процесса.

Абсорбція і ректификация.

Процес абсорбція — це погашення компонентів газу рідиною. Процес абсорбції газів відбувається у абсорбере внаслідок проникнення (дифузії) молекул газу глибину шару рідини стабільного бензину. Видалення сухого газу абсорбере полегшує наступне поділ газу шляхом ректификации.

Поглинальна гази рідина називається абсорбентом. Абсорбент насичується газом або його компонентами вкрай. Цей межа, выраженый в кілограмах поглощаемого речовини на кілограм поглинача називається ефектом абсорбції. Сумарний процес абсорбції залежить від наступних фактів :

1) Хімічна природа речовини (абсорбента). речовини близькі з хімічної будовою, мають найкращою взаємної растворимостью.

2) Лінійна швидкість абсорбируемого газа.

3) Температура і давление.

Поглиненна газу рідиною супроводжується виділенням певної кількості тепла. У зв’язку з цим абсорбент у процесі насичення спонтанно насичується і нагревается.

З підвищенням температури розчинність газу рідини зменшується, на підвищення тиску збільшується. Отже зі зниженням температури і підвищення тиск розчинність газу рідини увеличивается.

4) кратність абсорбента (кількість абсорбента стосовно газу).

Збільшення кратності абсорбента сприяє зниження ефекту тепловыделения при поглинання газу рідиною, бо це кількість тепла передається більшої масі абсорбента. Проте збільшення кратності абсорбента викликає збільшення витрат на эксплуатацию.

5) Поверхня соприкосновения.

Поверхня дотику газу з рідиною називають сумарною поверхнею розділу фаз між рідиною і газом.

6) Ректификация.

Процес ректифікації (поділ вуглеводневої суміші на складові її компоненти шляхом багаторазового випаровування легень і многократной конденсації важких компонентів, що у даної суміші) ввозяться ректифікаційних колонах тарельчатого типа.

1.5 Опис технологічної схеми процесса.

Норми технологічного режима.

Працюючи установки по спрощеної схемою виключається з схеми колони КЛ28, КЛ32, КЛ36; ребойлеры АТ31, АТ35, АТ39; ємності Е38, Е45; холодильники ХК29 (1,2,3), ХК33, ХК37 (1,2,3). Всі ці апарати відтинаються від діючої схеми засувками із встановленими заглушками.

Газовий конденсат і нестабільний бензин постачається з ємності Е17 (1) в насос Н104 (1,2) і далі на выкид насоса Н107 (1,2). Жирний газ з ємності Е17 (1) направляють у нижню частина абсорбера КЛ21(1), де абсорбується бензином, подаваним насосом Н105 (1,2) через холодильник ХК25 (1) в верхню частина абсорбера, через холодильник ХК19 в середню частина абсорбера на 11, 15, 19 тарелки.

Сухий газ сверха абсорбера Кл21(1) через каплеотбойник Е18 відводиться на газовий узел.

Насичений абсорбент знизу абсорбера КЛ21 (1) надходить на насос Н107 (1,2).

І разом із газовим конденсатом з Е17 (1), подаваним на выкид Н107 надходить через теплообмінник АТ20(3), АТ20 (4)в стабілізатор КЛ21(2)Из каплиотбоиника Е18 конденсат періодичний із накопиченням відкачують разом із насиченим абсорбентом насосом Н107(1,2) в стабілізатор Кл21 (2).

Не стабільний бензин відкачують з ємності Е26 насосом Н105 (1,2) і подається на зрошення й у середню частина абсорбера Кл21(1).

У стабілізаторі КЛ21 (2) відбувається відділення фракцій С5 і від, які у вигляді парів згори стабілізатора вступають у конденсатори — холодильники ХК22(1,2), ХК33(1,2), потім у рефлюкционую ємність Е30.

Нижньої продукт стабілізатора КЛ21 (2) (стабільний бензин) з рейбоилера АТ24 проходить трубне простір теплообмінників АТ20 (4), АТ20 (3), холодильники ХК25 (2,3), ХК20 (1,2) вступає у відстійник Е42, де відбувається отчистка бензину від H2S щелочью.

Після відстійників бензин відводиться в ТСЦ. Рефлюкс стабілізації з ємності Е30перетекает в ємність Е34 (ємність Е30 перебуває у заповненому стані), звідки насосами Н110(1,2), Н108 (1,2) подається на зрошення стабілізатора КЛ21 (2), а надлишок подається в відстійник Е46 і після відстійника відводиться ТСЦ.

Газ з горі ємності Е34 подається на газовий узел.

Таблиця 2 -норми технологічного режима.

Найменування стадій процесу, апарати показ. режима Еденеца виміру Допущені пределы.

Рефлюксна сировинна ємність Е17(1)Уровень % шк.Вт.пр. У межах 20−80.

Абсорбер КЛ21(1)Температура верхаДавлениеУровень t Газа на вході у А21(1)Скорость подачі зрошення на верхню тарелкуТемпература зрошення оСМпа%шк.Вт.пр.оСм3/чоС Не більш 46Не більш 1,5 В пределах20−80Не выше65 В межах 3−10Не вище 40.

Каплеотбойник Е18ДавлениеУровень Мпа%шк.Вт.пр. Не більш 11,5 В пределах20−80.

Стабілізатор КЛ21 (2)Температура низаТемпература верхаДавление оСоСМПа Не більш 190Не більш 105Не більш 1,2.

Ємність Е30ДавлениеУровень МПА%шк.Вт.пр. Не більш 1,2 В межах 20−80.

Ребойлер АТ24ТемператураУровень оС%шк.Вт.пр. Не більш 190 В межах 20−80.

Відстійник бензину Е42Температура на выходеДавление оСМПа Не більш 40Не більш 0,5.

Рефлюксна ємність Е34ДавлениеУровень Мпа%шк.Вт.пр. Не більш 1,2 В межах 20−80.

Пара на блоці поділу газаДавление МПа Так само 1,0.

1.6 Аналітичний контроль производства.

Таблиця 3 — Аналітичний контроль производства.

Найменування стадій процесу Місце відбору проби Контрольований продукт Контрольовані показники Методи випробування Переодичность контроля.

1 2 3 4 5.

Сухий газ з лінії виходу газу з каплеотбоиника Е18 Сухий газ Масова частка компонентів % МВИ № 397−98 1 разів у месяц.

Стабільний бензин з ємності А42 Стабільний бензин Тиск насичених парівдля літнього виду трохи більше 700 мм.рт.ст.-для зимового виду трохи більше 900 мм.рт.ст.Испытание на мідної пластинкевыдерживаетНаличее сероводородаОтсутствиеОктановое чило щонайменше 76 ГОСТ 1756–52ГОСТ 6321–92МВИ № 866−95ГОСТ 511−82 1 разів у сутки1 разів у сутки1 разів у сутки1 разів у сутки.

Робочий розчин каустичної соди з ємності Е42 Робочий розчин каустичної соди Загальна лужність робочого розчину враховуючи NaOH трохи більше 20%Массовая частка активної луги щонайменше 2% МВИ № 308−94МВИ № 308−94 1 разів у неделю1 разів у неделю.

Рефлюкс з ємності Е34 Рефлюкс Масова частка вуглеводнів С5 трохи більше 60%Плотность не більше 0,699−1,034 г/см3 МВИ № 67−68Гост 3900−85 1 разів у месяц1 разів у месяц.

1.7 Автоматизація технологічного процесса.

Таблиця 4 — Специфікація коштів автоматизаций.

Позиційне позначення Найменування Приладів Марка Кількість в ШТ.

1−1,3−1,7−1 Термометр сопративления Межі измерения50 градусів -200 0СРу=0,4 ТСП-5081 3.

1−2,3−2,1−3,3−3 Міст стежить врівноважування КСМ-4 4.

2−1,5−1 Діафрагма камерна тиску 1мПа встановлено на труба провід ДКН 10−200 2.

2−3,4−3,5−3,6−2 Вторичныи самопишущий прилад раход повітря 420 л/чДиапазон виміру 0,02−0,14 мПа ПВ 10−1Э 4.

4−1 Рівнемір буйковый пневматичний. Вихідний сигнал 1,4±0,14 кг. с/см2 При зміни рівня вихідний сигнал змінюється УБП 1.

2−2,5−2 Вимірювальний перетворювач тиску пневматичний Тиску харчування 1,4±0,14 кг. с/см2 13ДД 11−720 2.

2−4,4−4,6−3 Регулюючий блок системи старт з пропорційно регулюючим законом регулювання Тиск харчування 140КПа ПР 331 3.

1−4,3−4,2−5,4−5,6−4 Мембранний виконавчий механізм прямої дії Швидкодія 20 сік. МИМ-ППХ-«ВЗ» 5.

6−1 Дифманометр мембранний пневматичний Межі вимірювань тиску повітря від 0,02 до 0,1 мПа ДМПК-100А 1.

4−2 Що Складає який сигналізуватиме прилад робоче напруга 220 У Клас точності 1,5 ЭКМ-19 1.

8−2 Рефрактометр Датчик взрывозащищенного виконання й блок питания. Пределы измерения1,2−1,8 Д2РП-Д 1.

Виробничий процес газофракционирования автоматизовано. Управління процесом здійснюється зі щита КВП. Усі вторинні прилади винесені до щит в операторную. Основні параметри: тиск, температура, витрати електроенергії і рівні регулюються автоматический.

1.8 Охорона труда.

Основна небезпека промислових об'єктів нафтопереробки представляє аварійна загазованість, пожежі і вибухи. Багато продуктів взрывопожароопасные чи токсичні. Щороку до світі на нафтопереробних підприємствах відбувається до $ 1,5 тисяч аварій, 4% яких несуть значну кількість человечиских життів. Аварійність має тенденцію до зростання. Удосконалення технологічних процесів і устаткування є важливий чинник підвищити рівень безпеки производства.

Характеристика виробничих приміщень по взрывоопасности.

Операторная. категорія пожежної небезпеки Д. Клас по ПУЭ — не взрывоопасна.

Насосна. Категорія А. Клас по ПУЭ — У -1а.

Територія установки. Категорія А. Клас по ПУЭ-В-1г.

Характеристика шкідливих веществ.

1. Окис вуглецю (ЗІ). Безбарвний, отрутний, огневзрывоопасный газ, без смаку, з дуже слабким запахом. Горить синюватим полум’ям. ПДК-20мг/м3. Межі вибухонебезпечності 13−75% про. Основні симптоми: непритомність, отдышка, удушье.

2. Сірководень — Н2S. Безбарвний газ із ароматом тухлих яєць. Загальний характер дії на організм: сильний нервовий отрута, викликає смерть зупинка дихання, на дихальні шляху діє дратівливо. ГДК — 10 мг/м3. Межі вибухонебезпечності 4,3−45,5%. Індивідуальні захисні кошти — фільтруючий протигаз марки «В».

3. Жирний газ. Агрегатний стан при нормальних умов — газоподібне. Щільність парів повітрям — 1,98.

4. Бензини. Клас небезпеки 4. Загальний характер деиствия на організм — як наркотик. Крекінг = бензин токсичнее бензинів прямий гонки. При концентрацій будь-якого бензину 35 000−40 000 мг/л небезпечні життю навіть за вдиханні 5−10 хвилин. ПДК-100 мг/м3. Каплиця взрываемости 0,87−8,75%.Працюючи з бензином застосовується протигаз марки «А».

Заходи при охорони праці. Начальник цеху виробляє щодня перевірку в підрозділах цеху, стан охорони й умови праці організація робочих місць, справність устаткування, правильність ведення технологічного процесу операций.

Начальник установки виробляє щодня перевірку робочих місць устаткування, приладів, коштів колективної безпеки й індивідуальної безпеки, працездатність сигналізацій і блокировок.

1.9 Охорона навколишнього среды.

Соціальне значение.

У нашого століття різко загострилася проблеми пов’язані з хімічним забрудненням біосфера, нерідко що призводять до гострим токсично-экологическим ситуацій. Основними джерелами забруднення атмосфери є резервуари й існують самі нафтопродукти. Зміцнення установок істотно скорочує викиди шкідливих речовин у атмосферу.

Відходи і выбросы.

1. Відпрацьований розчин луги. Утворюється постійно. Відпрацьований розчин луги переробляється на установки СЩС. Кількість 300 т/год.

2. Відпрацьовані олії. Відпрацьовані олії відводяться на установку регенераций масел. Стічні води з охолоджуючих насосів скеровуються в біологічну отчистку УВК і ОСО. Місце скидання на промислову каналізацію після локальної отчистки.

Заходи з охороні оточуючі среды.

Заходи з скорочення викидів часів режиму 1 :

1. Посилити контролю над точним дотриманням технічного режиму відповідно до технологічного регламента.

2. Заборонити роботу устаткування форсованому режиме.

3. Посилити контролю над роботою технологічного устаткування, запірної арматури, приладів КВП і А.

4. Припинити продувку, пропарку, чистку устаткування й виконати ремонт, зв’язкові з підвищеним виділення шкідливі речовини атмосферу. Викиди лише цеху з заходами 130,205 г/сек.

5.

2 Розрахункова часть.

2.1 Розрахунок основного апарату — колона стабилизации.

Призначення: Колона стабілізації варта стабілізації бензину, і відділення фракції С5 і ниже.

Мета розрахунку: Визначення основних розмірів колони, матеріальних потоків і витрат тепла.

Вихідні дані :

Продуктивність по бензину 250 т. т/год, за газ 89 т. т/год число днів n=336.

Малюнок 1 — колона стабилизации.

1. Матеріальний баланс установки ГФУ-1.

Таблиця 5 — Матеріальний баланс установки ГФУ-1.

Найменування продуктів Вихід в % Вихід продуктов.

т.т/год т на добу Кг/ч Кг/с.

Взято:К-т бензину ккГаз жирний кя 73,7%26,3% 25 089 744 264 3 100 011 000 8,63,0.

Разом 100% 339 1008 42 000 11,6.

Получено:К-т бензину ст. РефлюксГаз сухойСероводородПотери 75,113,28,941,90,86 254,544,730,36,62,9 75 713 390,319,28,5 315 415 541,53762,5800,5354,5 8,71,51,20,20,09.

Разом 100% 339 1008 42 000 11,6.

Таблиця 6 — Матеріальний баланс колони стабилизации.

Найменування продуктів Вихід в % Вихід продуктов.

Кг/ч Кг/с.

Поступило:К-т бензину кя 100% 38 250 10,6.

Разом 100% 38 250 10,6.

Получено:РефлюксК-т бензину ст. 44,7%56,3% 1 708 321 167 4,75,9.

Разом 100% 38 250 10,6.

2. Розрахунок температурного режиму колонны.

1.1. Розрахунок температури введення сырья.

Таблиця 7 — Розрахунок температура введення сырья.

Продукт ХiМас. доля МiМол.мас. tкипср. оС Рi мольнаядоля Х0*П Рi-П.

Бензин35−80 080−1 300 130−1950 0,20,350,45 80(С6)102(С8)134(С10) 57 105 162 7*1015*1017*101 2534,333,5 0,2690,3690,362 322,8442,8434,4 -500−700−500.

Разом 1,0 1,000.

Продовження таблиці 7.

е (Рi-П) е (Рi-П)+П Уi*Mi.

— 100−140−100 110 010 601 100 0,20,40,4 0,350,450,35 2840,853,6.

1,0 Му=122,4.

Tвхода=160 оС, П=1200 Кпа, е=0,2.

1.2. Визначаємо температуру верхи колонны.

Таблиця 8 — Температура верхи колонны.

Компонент Температура верхи Уi Рi, КПа Кi Уi /Кi.

РефлюксС3С4С5 100 0,40,50,1 5*1032*1037*102 1,61,60,5 0,40,310,2.

Разом 0,91.

1.3. Визначаємо температуру низу колонны.

Таблиця 9 — температура низу колонны.

Компонент Температура верхи Хi Рi Кi Кi *Хi.

Бензин ст.40−1000 (С6)100−1500 (С8)150−1950 (С10) 190 0,20,30,5 2*1035*1022*102 1,60,41,2 0,30,10,5.

Разом 0,9.

2. Визначаємо флегмовое число. Rопт=3 (Рудин Авт. с.248).

3. Визначення теплового балансу колони. З огляду на все тепло яке у колону і що виходить з неё.

(1).

3.1. Тепло введені в колону сырьём нагрітим до температуры.

кДж/ч (2).

де Gc — кількість сырья.

Jt — энтальпия сырья.

(3).

(4).

де М0 — середня молекулярна маса сырья.

кДж/кг (5).

(6).

(7).

(8).

3.2. Тепло введені в колону із гарячою струмені чи з водяникам пором. Означимо Qвп, Qг.с.

(9).

Qг.с. розраховують за пунктом 4.7. як підсумок розрахунку теплового баланса.

3.3. Тепло выносимое з колони з пором ректификата (дистиляту) при tв.

кДж/ч (10).

D=17 083 — кількість дистиляту по матеріального балансу колонны.

=542,08 кДж/кг.

кДж/ч.

3.4. Тепло виведене з колони з рідким остатком.

кДж/кг (11).

кДж/кг.

кДж/кг.

кДж/ч.

3.5. Тепло що видається з колони з гострим орошением.

кДж/ч (12).

де L — кількість флегмы стекающее з тарілок з верхню частину колони, визначається по формуле.

кг/ч (13).

де Rопт — флегмовое число.

D — кількість дистиллята.

L=3*17 083=51249 кг/ч.

кДж/кг.

=700С.

кДж/кг.

кДж/ч.

4.6. кДж/ч (14).

кДж/ч.

4.7. Надаємо отримані дані в равенство.

получаем.

(15).

де 1,02/1,03 — це коефіцієнт враховує втрати тепла в довкілля, що становить 2?3% від.

кДж/ч.

4.8. Розраховуємо кількість гарячої струи.

кг/ч (16).

де tГ.С. — приймаємо на 40−50 градусів вище температури куба колони tГ.С.=2300С.

кДж/кг.

кг/ч.

5. Визначення внутрішніх матеріальних потоков.

5.1. Кількість парів верхньої концентрационной частини колоны.

(17).

кг/ч.

5.2. Кількість парів в отгонной частини колонны.

(18).

де ?R — теплота випаровування остатка.

кг/ч.

6. Діаметр колони визначається залежність від максимального витрати парів та межі припустимої швидкість руху парів у вільному сечении колонны.

6.1. Розраховуємо обсяг парів які відбуваються що перебігу 1 -го години верхню частину колонны.

м3/ч.

м3/ч.

6.2. Лінійна допустима швидкість парів в колонне.

Ud=0,2 м/с.

6.3. Діаметр колони в метрах визначаємо по формуле.

м (20).

м.

6.4. Приймемо діаметр равный.

D=1,8 м.

7. Кількість тарілок =30.

8. Висота тарілок h=0,610 м.

(21).

де h1 — висота верхнього днища.

м.

h2 — висота тарельчатой частини колонны.

м (22).

h3 — висота від частині тарілки рівня жидкости.

h3=1 м.

h4 — висота кубової частини колонны.

(23).

де м3.

(24).

м.

h5 — опорна обечайка.

h5=4 м.

H=h1+h2+h3+h4+h5=0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м.

Колона стабілізації КЛ 21 (2) має температуру верхи 1000С, низу 1900С. Масова частка відгону сировини на вході у колону =0,2.

Діаметр колони дорівнює 1,8 м. Висота колони 26,1 м, що він відповідає розмірам колони на установці ГФУ-1 цеху № 10.

2.2 Розрахунок апарату — холодильник.

Призначення: Холодильник призначений для охолодження нефтепродукта.

Мета розрахунку: визначити основні размеры.

Вихідні дані :

Gб=21 167 кг/ч.

t1=1400C.

t2=400C.

t3=200C.

t4=400C.

Малюнок 2 — Холодильник.

1. Теплова нагрузка.

(26).

кДж/кг.

кДж/кг.

2. Середня різницю температур

градусів (27).

0С.

3. Приймемо коефіцієнт теплопередачи.

К=175 Вт/м2с (Адельсон С.В. с.160).

4. Поверхня теплообмена.

м2 (28).

м2.

5. Витрата воды.

кг/ч (29).

кг/ч.

Висновок: Приймаємо кожухотрубчатый холодильник з плаваючою голівкою по ГОСТ 14 246–79. Діаметр кожуха 1400 мм, діаметр труб 20 мм, число ходів трубами 4, поверхню теплообміну 1040 м², довжина труб 9000 мм.

2.3 Розрахунок апарату — отстойник.

Назва апарату: отстойник.

призначений для відстоювання рефлюкса від газу (С1-С2).

Мета розрахунку: визначити основні розміри аппарата.

Вихідні дані: температура 400С, тиск 1,2 Мпа.

Надходить 68 332 кг/ч.

С3 — 606 кг/ч — газ.

С2 — 200 кг/ч — газ.

С4 — 16 240 кг/ч — газ.

С4 — 14 500 кг/ч — рідина ?=578 кг/м3.

С5 — 36 786 кг/ч — рідина ?=626 кг/м3.

Швидкість газу вільному сечении апарату ?=0,15 м/с.

Малюнок 3 — Відстійник Є 34.

1. Обсяг газу С3.

М3/ч (30).

м3/ч.

2. Секундний обсяг газу С3.

м3/с (31).

м3/с.

3. Обсяг газу С2.

м3/ч.

4. Секундний обсяг газу С2.

м3/с.

5. Обсяг газу С4.

м3/ч.

6. Секундний обсяг газу С4.

м3/с.

7. Секундний обсяг рідини С4.

м3/с (32).

8. Секундний обсяг рідини С5.

м3/с.

9. Загальний обсяг смеси.

м3/с (33).

м3/с.

10. Перетин аппарата.

м2 (34).

м2.

11. Діаметр аппарата.

м (35).

м.

Висновок: приймаємо апарат діаметром D=1 м.

3 Економічна часть.

Мета розрахунку: Розрахувати технико — економічні показники установки ГФУ-1.

3.1 Обгрунтування річний виробничої мощности.

(36).

де М — потужність технологічної установки.

П — продуктивність оборудования.

Тэфф — ефективний фонд.

М=777*336=261 234 т.

Вихід цільового продукта.

Мцел=М*Квых (37).

Мцел=261 234*0,751=196 186 т.

Тр=Тк-Тэфф=365−336=29 дней.

3.2 Розрахунок виробничої программы.

Виробнича програма установки розраховується з урахуванням виробничої потужності встановлення і вихідних даних про відборі основний рахунок і попутної продукций.

Таблиця 10 — Виробнича программа.

Вигляд сировини, продукций % відбору Річний обсяг тонн.

Взято:К-т бензин ккГаз жирний кя 66,833,2 17 458 286 652.

Усього 100% 261 234.

Отримано :Калькулируемая продукцияК-т бензин ст. 75,1% 196 186.

Разом: 75,1% 196 186.

Не калькулируемая продукцияРефлюксСероводородГаз сухий 13,21,98,94 34 482 496 323 354.

Разом: 24,04 62 799.

Втрати 0,86 2249.

Усього 100% 261 234.

3.3 Організація производства.

Розрахунок планового балансу робочого дня одного рабочего.

Для визначення чисельності робочих необхідно розрахувати кількість днів і годин роботи, підлягає відпрацюванні на рік одним робочим ефективний фонд робочого времени.

Розрахунок планового балансу робочого дня ведеться від урахуванням середніх термінів відпустки, невыходов через хворобу, невыходов у зв’язку з виконанням державних та громадських обов’язків, внутрисменных втрат часу, режимів роботи установки. Для безперервного виробництва найпоширеніший чотирьох бригадний, тризмінний графік роботи (8 годин), і навіть п’яти бригадний, тризмінний графік роботи (8/6 часов).

Розрахунок планового балансу робочого дня робочого ведеться за формі таблицы.

Таблиця 11 — Плановий баланс робочого дня одного рабочего.

Показники Періодичність производствапри 7 годинному Безупинне произв. при 5-ти бригадном граф.

1 2 3.

1.Календарные дні Тк2. Нерабочие дні всего2.1. Вихідні Твых2.2.Праздничные Тпр3. Максимальный можливий фонд робочого дня Тмакс дни3.1.Обычные дни3.2.Праздничные дні і предвыходные 3 651 171 041 324 819 456 3 657 373−292-;

1 2 3.

4.Максимально можливий фонд робочого дня Тмв5. Планируемые дні не виходу роботу всегов тому числе5.1.Отпуска чергові і висуваються додаткові, дни5.2.Болезни5.3.Выполнение гос.обязон.5.4.Ученические отпуска6. Планируемы ефективний фонд робочого времени7. Средняя тривалість робочого дня, час8. Планируемый ефективний фонд робочого дня Тэфф, час9. Коэффицент використання робочого дня, Кі 193*7+55*6=168 138 297 112 106,714070,8 17 523 829 711 254 616 064,86.

3.4 Розрахунок чисельності виробничих рабочих.

Таблиця 12 — Розрахунок чисельності виробничих рабочих.

Найменування професій робочих Гр. Смености Прод.Смены Тар.Разряд. У рабочих.

1 см 2см 3 см 4см.

1 2 3 4 5 6 7 8.

1.Старший оп.2.Оператор3.Оператор4.Машинист5.Машинист 5-тибригадный 6 годин 65 454 11 212 11 212 11 212 11 212.

Усього 7 7 7 7.

Продовження таблиці 12.

Кількість робочих на підміну Явочное число Коэфф. Використання робочого дня Списочное число Годинна тарифна ставка.

9 10 11 12 13.

12 345 -1111 5 510 510 1,14 5 611 611 21,3 018,59316,44 418,59316,444.

Усього 4 35 39.

3.5 Розрахунок річного фонду оплати труда.

1. Визначаємо тарифний фонд заробітної платы.

крб (38).

де Счас — годинна тарифна ставка.

Тэфф — ефективний фонд робочого времени.

Псп — спискова чисельність рабочих.

(39).

руб.

2. Визначаємо премию.

(40).

де ПР — сума премій, руб.

П — встановлений розмір премії за чинним становищу преміювання на предприятии.

руб.

3. Визначаємо доплату за нічне время.

Перед нічних годин доводиться 1/3 частина відпрацьованого часу. За кожен нічний годину доплачують 40% тарифної ставки.

Dноч=1/3*Фтар*0,4=1/3*1 051 422,8*0,4=126 170,73 крб. (41).

4. Визначити доплату за вертіння часы.

Перед вечірніх годин доводиться також 1/3 відпрацьованого часу. За кожен вечірній годину доплачують 20% тарифної ставки.

Dвеч=1/3*Фтар*0,2 крб (42).

Dвеч=1/3*1 051 422,8*0,2=63 085,3 руб.

5. Визначити доплату за святкові часы.

Святкові годинник оплачуються у подвійному размере.

Dпр=Счас*Тпр* Пмм* Псм*Чяв крб. (43).

Де Тпр — число святкових днів, в году.

Пмм — тривалість зміни, в часах.

Псм — кількість смен.

Чяв — явочное кількість робітників в смену.

Dпр=17,69*13*6*4*35=193 174,8 руб.

6. Визначаємо доплату за перероблені годинник (лише з четырехбригадному графику).

Визначаємо фонд основний заробітної платы.

Фосн=Фтар+ПР+Dноч+Dвеч+Dпр= (44).

=1 051 422,8+525 711,4+126 170,73+63 085,3+1 931 174,8=3 697 565 руб.

7. Визначаємо оплату днів отпуска.

Ця оплату виконують з розрахунку середньомісячної зарплати щороку і розраховується за формуле.

крб. (45).

де Тэфф — ефективний фонд робочого дня, дни.

Той — тривалість відпустки дни.

руб.

8. Визначаємо оплату днів виконання державних та громадських обязанностей.

крб. (46).

де Тго — плановані витрати робочого дня виконання державних та громадських обов’язків, дней.

руб.

9. Визначаємо фонд додаткової заробітної платы.

Фдоп = Оот+Ого крб. (47).

Фдоп =422 162,9+14 557,3=436 720,2 руб.

10. Визначаємо доплату районному коэффициенту.

Dрк=(Фосн+Фдоп)*0,15 крб. (48).

Де 0,15 — доплата районному коефіцієнта (для Уралу і Башкортостана).

Dрк=(3 697 565+436720,2)*0,15=620 142,7 руб.

11. Визначаємо річний фонд заробітної платы.

Фг=Фосн+Фдоп+Dрк= (49).

=3 697 565+436720,2+620 142,7=4 754 427,9 руб.

12. Визначаємо середньомісячну зарплатню одного рабочего.

крб. (50).

де 12 — число місяців году.

Псп — спискова чисельність рабочих.

руб.

13. У калькуляцію собівартості продукції включається відрахування на фонд соціального страхування, який підприємства галузі становить 35,6% річного фонду заробітної платы.

крб. (51).

3.6 Розрахунок річного фонду заробітної платы.

Фонд зарплати ІТП і кількість службовців розраховується з урахуванням посадових окладів і доплат за шкідливі умови труда.

Таблиця 13 — чисельність ИТР.

Найменування посади Чисельність ІТП Місячний посадовий оклад.

Начальник установкиМеханик установки 11 69 106 410.

1. Визначаємо річний фонд зарплати ИТР.

Фгн=Од*1,1*11 крб. (52).

Де Од — місячний посадовий оклад, руб.

1,1 — коефіцієнт, враховує шкідливі умови труда.

11 — кількість робітників місяців на рік, мес.

Фгн=6910*1,1*11=83 611 руб.

Фгм=6410*1,1*11=77 561 руб.

2. Визначаємо суму премии.

крб. (53).

де 60 — премія, в %.

руб.

руб.

3. Визначаємо додаткову заробітну плату.

крб. (54).

де 25,4 — середня кількість робочих днів, у місяць, дни.

Dот — число днів отпуска.

руб.

руб.

4. Визначаємо доплату районному коэффициенту.

Dрк=(Фг+ПР+Фдоп)*0,15 крб. (55).

Dрк.н=(83 611+50166,6+11 970)*0,15=21 862 руб.

Dрк.м=(77 561+46536,6+11 103)*0,15=20 280 руб.

5. Визначаємо річний фонд заробітної плати із урахуванням районного коэффициента.

Фгрк=Фг+ПР+Фдоп+Dрк крб. (56).

Фгрк=83 611+50166,6+11 970+21862=167 609 руб.

Фгрк.м=77 561+46536,6+11 103+20280=155 480 руб.

6. Визначити відрахування на фонд соціального страхования.

крб. (57).

руб.

3.7 Розрахунок собівартості продукции.

Собівартість продукції - найважливіший показник діяльності предприятия.

Розрахунок собівартості еденицы продукції виробляється шляхом складання калькуляції себестоимости.

Основою состовления калькуляції собівартості служит:

1) Виробнича програма цеха;

2) Норми витрати матеріалу, сировини, палива, энергии;

3) Вартість основних фондів ;

4) Річні норми амортизации;

5) Дані розрахунку фонду заробітної платы;

6) Норми витрат на ремонты;

7) Дані цеховим і загальнозаводським расходам;

8) Планові і звітні калькуляції собівартості продукции.

Таблиця 14 — Витрати на допоміжні матеріали, паливо і энергоресурсы.

Найменування ресурсів Ед. ізм. ЦенаЗа од. Витрата норм. Наимен. Продук. Произ.Прогр. У Сумма.

1 2 3 4 5 6 7 8.

1.Вспомогательные материалы. МЭАСода кауст. тт 18 914,622893 0,80,001 Газ жид. Газ жид. 8 665 286 652 7,7171,9 145 642 497 306.

Разом за планом.

Паливо Энергоресурсы1. Газ2.Вода3.Эл.энергия4.Сжат.воздух5.Азот ГкалТ*м3Т*кВт/чТ/м3Т/м3 202,14 299,82580,29 137,421875,37 1,150,10,30,020,02 Газ жид. Газ жид.Газ жид. Газ жид.Газ жид. 8 665 286 652 866 528 964 247 552 10 041 092 522 787 418 931 200 202 968 772 773 934 159 627 567 873 965 162 496.

Разом.

1. Визначаємо видатки сировину й захопити основні материалы.

Зс=Ц*Q=Цк-т бензина*Qк-т бензину + Цжг* Qжг крб. (58).

Де Ц — оптова цінна за одиницю, руб.

Q — кількість переработочного сырья.

Зс=2,7*174 582+86652*1,3=584 019 тыс. руб.=584 019 000 руб.

2. Визначаємо фонд оплати праці виробничого персоналу встановлення і ІТП. Для розрахунку цієї статті дані беруть із расчета.

Фгод=Раб+ИТР=4 754 427,9+323 089=5077516,9 крб. (59).

3. Визначаємо відрахування на соціальне страхование.

ОсоцРаб+ИТР=169 257,6+115 018=284275,6 крб. (60).

4. Визначаємо Витрати утримання і експлуатацію оборудования.

4.1. Річні амортизаційні отчисления.

крб. (61).

де Фср. год — середньорічна вартість основних виробничих фондів, руб.

На — норма амортизаційних відрахувань, %.

На =12%.

руб.

4.2. Визначаємо величину ремонтного фонда.

крб. (62).

де Нрем — норма на провидіння ремонтних робіт, %.

Нрем=6%.

руб.

руб.

5. Визначаємо видатки внутризаводскую перекачку.

Зпер=Спер*Q крб. (63).

Де Поцупивсобівартість перекачування 1 тонни сировини (з даним предприятия).

Q — кількість сировини, перероблюваної на установке.

Спер=10*261 234=2612340 руб.

Зпер=2 612 340*261234=68 243 202 руб.

6. Визначаємо цехові расходы.

Зцех=7 840 200 крб. (за даними підприємства) (64).

7. Визначаємо загальні комбинатовские расходы.

Зобщ=38 819 200 крб. (за даними підприємства) (65).

8. Визначаємо вартість побічної продукции.

Споб=Ц*Впоб крб. (66).

Де Ц — цінна за еденицу побічної продукції, крб (беруться за даними предприятия).

Впоб — обсяги виробництва тієї чи іншої виду побічної продукции.

Споб.р=1951,2*34 482=67281278 руб.

Споб.гс=1300,80*23 354=30378883 руб.

Споб.сер=216,80*4963=1 075 978,4 руб.

?Споб=67 281 278+30378883+1 075 978,4=98 736 139 руб.

Визначається виробнича собівартість продукций.

9. Усього выпуска.

Спр=Зс+Звсп+Зт+Зэн+Фг+Осоц.стр+Зсоб+Зцех+Зобщ+Зпер-Споб крб. (67).

Спр=584 019 000+642948+0+44 333 483+5077516,9+284 275,6+.

+6 314 999,8+7 840 200+38819200+68 243 202−98 736 139=.

=656 738 786 руб.

10. Одиниці продукции.

руб/т (68).

руб/т.

11. Визначаємо внепроизводственные расходы.

Внепроизводственные видатки становлять 1−3% від виробничої себестоимости.

Звнепр=0,01*Спр крб. (69).

Звнепр=0,01*656 738 786=6567387,8 руб.

12. Визначаємо повну собівартість продукции.

12.1. Усього выпуска.

Сполн=Спр+Звнепр крб. (70).

Сполн=656 738 786+6567387,8=663 306 173,8 руб.

12.2. Одиниці продукции.

крб. (71).

руб.

Таблиця 15 — Калькуляції собівартості продукции.

Наимен. статті Кол-воВ тонн. ЦенаРуб. СуммаРуб. Наимен.Продук. Кол-воВ тонн. Себистоимость.

Крб. Всего.

Сировину та засад. Матер.1.К-т бензин кК2. Газ жирний кКИтого 17 458 286 652 261 234 2796,191 300,804096,99 488 164,4112716,9 600 881,3 А.Кальк.1.К-т бензину ст. Итого 196 186 196 186 33 473 347 656 738 786 656 738 816.

Відходи (втрати) безвозв. Итого отходовИтого по ст. 1 з відрахуванням отходовЗатратыпо обработ. 2 249 258 985 У. Некальк.1Серо-водород2 Газ сухой3 РефлюксИтого 4 963 233 543 448 262 656 216,801 300,801951,2- 1 075 978,4303788836728127898736139.

Усього Усього 258 985.

Таблиця 16 — Розшифровка затрат.

Найменування статті На весь випуск сума, крб. На одиницю продукції, руб.

Сировину і основний материалКомпонент бенз. ккГаз жирний кКИтого по ст. 12.Вспом. материалыМЭАСода каустическаяИтого по ст. 2Топливо технолог.Энерг. ЗатратыПарВодаЭлектроэнергияСжатый воздухПрочие: АЗОТИтого по ст. 4Затрата на произв.перс.Отчисление на соц.страх.Расходы на сод. и эксплутац. ОборудованияАмортизацияРемонтный фондВнутризаводские перекач. Цеховые расходыОбщезавод.расходыНе калькулируемая прод.Произ.себистоимостьВнепроизводственные расходыПолная себистоимость 488 164,412716,9 600 881,3145642497306642948−20 296 877 273 934 161 031 173 838 510 379 605 207 793 555 996 672,9169257,64 509 999,92254999,968 243 202 784 020 056 964 376 143 506 599 531 786 283 253 760,8663306173,8 2,480,573,060,7422,5343,277−103,41,3982,41,3624,5213,224,20,86 222,911,4347,839,9197,8503,2334,7533,4338,1.

3.8 Розрахунок товарної продукции.

Товарна продукція включає у собі вартість усієї спродукованої річний продукції, незалежно від цього що не переуди вона реалізована і вартість напівфабрикатів на сторону.

1. Розрахункова ціна визначається по формуле.

руб/т (72).

Ц=1,25*338=422,5 руб/т.

2. Обсяг товарної продукції вартісному вираженні составит.

ТП=Ц*В крб. (73).

ТП=422,5*196 186=82888585 руб.

3.9 Розрахунок технико — економічних покозателей.

1. Продуктивність труда.

(74).

де У — обсяг вироблюваної продукції, т.

Псп — списочна чисельність виробничих робочих, чел.

т/чел.

2. Визначаємо фондоотдачу.

т/руб. (75).

де Фср. г — середньорічна вартість основних виробничих фондів, руб.

т/руб.

3. Визначаємо прибыль.

крб. (76).

Де Ц — розрахункова ціна одиниці продукции.

— собівартість одиниці продукции.

П=(422,5−338)*196 186=16577717 руб.

4. Визначаємо рентабельність виробництва продукции.

% (77).

де З — собівартість всього випуску, руб.

%.

5. Визначаємо величину питомих капітальних вложении.

крб. (78).

руб.

6. Визначаємо термін окупності капітальних вложений.

років (79).

года.

Таблиця 16 — Технико — економічні показатели.

Найменування покозателей Ед. зміни Количество.

Ефективний фонд часу роботи оборудованияГодовая потужність установкиВыход основний продукцииЧисленность работниковСтоимость основних виробничих фондовПроизводительность трудаФондоотдачаСебестоимость одиниці продукцииРентабельность продукцииПрибыльСрок окупаемостиКапитальные вкладення ДниТ%чел.Руб.Т/челТ/рубРуб/т%руб.год 33 677 775,1393758333350300,52 233 824,9165777172.

Висновок: Установка ГФУ-1 з річною производственной.

Потужністю із переробки сировини 261 234 т. є рентабельною Собівартість одиниці виробленої продукції становить 338 руб/т. Капітальні вкладення окупаються за 2 року із дня виходу установки на повну потужність. Використання даної установки целесообразно.