Проект установки гідроочищення дизельного палива потужністю 2050 тис т/рік

Реферат


Пояснювальна записка.

У даному дипломному проекті розглядається процес гідроочищення дизельного палива, проведені основні проектувальні розрахунки (матеріальний, енергетичні і технологічні розрахунки устаткування).

У проекті представлені фізико-хімічні характеристики сировини, основних і проміжних продуктів процесу, описана технологічна схема процесу гідроочищення дизельного палива, вказані норми технологічного режиму. Вказані характеристики і норми утворення відходів; дана характеристика виробничих небезпек. Підібрані засоби контролю і автоматизації технологічного процесу.

Метою роботи є проектування процесу гідроочищення дизельного палива заданої потужності із розробкою технологічної схеми і підбором основного технологічного устаткування.

У даному дипломному проекті як нове технологічне рішення запропонована оптимізація схеми теплообміну установки гідроочищення дизельних палив в частині схеми теплообміну блоку гідроочищення вихідної сировини з метою її оптимізації для зменшення споживання паливного газу та електроенергії.

У дипломному проекті річна продуктивність по гідроочищеному дизельному паливу складає 2050 тис. т/рік. Сировина змішується з водневовмісним газом, який нагнітається компресором, підігрівається до 320-400оС і подається в реактор процесу гідроочищення, де відбуваються реакції деструкції сіркоорганічних, кисень- і азотовмісних сполук. Продукти розкладання насичуються воднем із заснуванням сірководню, води, аміаку і граничних чи ароматичних вуглеводнів. У процесі гідроочищення застосовуються алюмокобальтмолібденовый (АКМ) і алюмонікельмолібденовый ( АНМ ) каталізатори.

Запропоноване нове технологічне рішення - з метою зниження втрат вуглеводнів запропоновано використовувати вуглеводневий газ, який виділяється очищеного дизельного палива у ємності С-225, як паливо установки гідроочищення. Очікуваний економічний ефект від впровадження даного технічного рішення складає 9 712 560 грн/рік, що вказує на доцільність упровадження запропонованого технологічного рішення.

Ключові слова: сировина, гідроочищення дизельного палива, гідрогенізат, вуглеводневий газ, сірководень, каталізатор, реактор.


Зміст


Вступ

.Аналітичний огляд

2.Характеристика сировини, реагентів, готової продукції

.Нові технічні рішення, прийняті у проекті

.Опис технологічної схеми

.Матеріальний і тепловий баланси

.Вибір і розрахунок основного апарату

.Вибір допоміжного обладнання

.Автоматизація реакційного вузла

.Використання ЕОМ у дипломному проекті

.Техніко-економічне обґрунтування виробництва

Висновки

Список використаної літератури


Вступ


У багатьох країнах світу нафтопереробна промисловість міркує над рішенням проблем, пов'язаних із впровадженням більш суворих специфікацій на моторні палива й зі зміною попиту на них. Особливо швидко за кордоном змінюються специфікації на бензин і дизельне паливо, змушуючи нафтопереробників інвестувати кошти на будівництво нових, або в реконструкцію діючих установок. З 01.01.2005р. у ЄС діють норми із викидами шкідливих речовин для автомобільної техніки Євро 4, які регламентують вміст сірки в дизельному паливі до 0,05%. До 2015 року планується весь дизельний транспорт перевести на пальне з ультра низьким змістом сірки до 0,01%. Зниження вмісту сірки в дизельному паливі можна досягнути шляхом гідроочищення, яке проводять у жорсткіших умовах. Зазначена мета також може бути досягнута добором нового, ефективнішого для такого типу сировини, каталізатора . Більшість реакторів переробки нафтової сировини, що зараз знаходяться в експлуатації, спроектовані і побудовані у середині 1970-х років. Оскільки виходи продуктів та їх якість змінилися, багато нафтопереробників змогли одержати переваги від використання прогресу з розробки каталізаторів й уникнути великих капіталовкладень до своїх установок. Але, щоб надалі повністю реалізувати потенціал реакторної системи економічно ефективно, необхідна докладна оцінка робочих характеристик і конструкції існуючих реакторних систем разом із ретельним розглядом наявних варіантів модернізації реакторів. По вдосконаленню якості дизельних палив великих зусиль докладають європейські країни. Вони ухвалюють концепцію жорсткості вимог до цього виду палива, особливо з змісту у ньому сірчистих сполук. Нині обмежена кількість нафтопереробних заводів у світі може отримувати дизельне пальне з ультранизким змістом сірчистих сполук. Крім цього, у цих паливах передбачається зменшення присутності ароматичних вуглеводнів, 98%-й точки википання фракції і підвищення цетанового числа (нині 52 пункту, а перспективі до 55-58 пунктів).

Процес гідроочищення - одноступінчатий процес, який проходить при найбільш м'яких, проти гидрокрекинга і деструктивної гидрогенизації, умовах. Процес протікає при 320-410°С , 3,0-6,0 МПа , циркуляції водородовмісного газу 200-800 нм33 сировини й об'ємної швидкості 3 - 10год-1 із застосуванням каталізатора (зазвичай алюмокобальтмолибденовий чи алюмонікельмолібденовий ). Гідроочищення може зазнавати різна сировина, одержувана як із первинної перегонці нафти, так і при термокаталітичних процесах, від газу до олій і парафіну. Найбільше застосування гидроочищення має для одержання реактивного і малосірчаного дизельного палива з сірчистих і высокосірчастих нафт. При гідроочищенні відбувається часткова деструкція переважно сіркоорганічних і лише частково кисень- і азотовмісних сполук. Продукти розкладання насичуються воднем із заснуванням сірководню, води, аміаку і граничних чи ароматичних вуглеводнів. Видалення гетероатомов відбувається внаслідок розриву зв'язків C-S , C-N і C-O та реакції взаємодії вуглеводнів з воднем. При цьому сірка, азот і кисень виділяються відповідно у вигляді H2S , NH3 і H2O.

гідроочищення паливо автоматизація теплообмін


1. Аналітичний огляд


Процес призначений для видалення сірчистих, азотистих, кисневмісних з'єднань з прямогонного дизельного палива (фракції 180 (230)-3600С) і гасової фракції (140-270 °С). У прямогонну сировину можливо залучення до 30% фракцій, отриманих вторинною переробкою нафти. Побічними продуктами процесу гідроочищення є низькооктановий бензин (відгін), вуглеводневий газ і сірководень.

Хімізм процесу гідроочищення.

Процес гідроочищення грунтується на реакції помірної гідрогенізації, в результаті якої сполуки сірки , кисню та азоту перетворюються у присутності водню і каталізатора у вуглеводні з виділенням сірководню, води й аміаку, олефіни перетворюються в більш стабільні вуглеводні парафінового або нафтенового рядів у залежності від природи олефінів у вихідної сировині. Оскільки процеси протікають при високих температурах, можливий частковий гідрокрекінг вуглеводнів , що супроводжується розривом зв'язків С-С і гідруванням утворених більш низькомолекулярних фрагментів.

Відносна швидкість і глибина протікання реакції залежить від умов процесу , фізико-хімічних властивостей сировини, що переробляється, застосовуваного каталізатора і його стану.

Нижче наведені схеми основних реакцій гідроочищення .

а) Реакція сірчистих сполук

Залежно від будови сірчистих сполук меркаптани, сульфіди ациклічного або циклічного будов, дисульфіди і прості тіофени при гідроочищенні перетворюються на парафінові або ароматичні вуглеводні з виділенням сірководню.

. Меркаптани:

¾SH + H2 ¾® RH + H2S


2. Сульфіди:

а) ациклічні

¾S¾R" + 2H2 ¾® RH + R"H + H2S


б) моноциклічні



в) біциклічні



. Дисульфіди:

¾SS¾R" + 3H2 ¾® RH + R"H + 2H2S


. Тіофени:



5. Бензотіофени:



У перерахованих реакціях первинною є розрив зв'язку С-S і приєднання водню до утворених осколків. У результаті утворюються насичений вуглеводень і сірководень.

При гідроочищенні найбільш реакційно-здатними є меркаптани, сульфіди, дисульфіди. Стійкість сірчистих сполук при гідроочищенні зростає в наступному ряду:

меркаптани < дисульфіди < сульфіди < тіофени.

За одних і тих умов перші гідруються на 95 % , ступінь гідрування тіофенів становить 40-50%. Збільшити перетворення тіофена можна підвищенням загального тиску і молярного співвідношення водню до сировини. При практичному здійсненні гідроочищення нафтових фракцій, що містять тиофен, досягти повного видалення сірки не вдається.

Усередині групи сірчистих сполук швидкість гідроочищення знижується з збільшенням молекулярної маси.

Швидкість гідроочищення зменшується зі збільшенням молекулярної ваги нафтових фракцій. Легкі прямогонні фракції бензин, гас очищаються значно легше , ніж фракції дизельного палива, що характеризується більш високою молекулярною вагою і вмістом сірчистих сполук, близьких до тіофенів.

Сірчисті сполуки взаємодіють також з металевими і окіснометалевими каталізаторами, переводячи їх в сульфідну форму. Залежно від складу каталізатора це призводить до його активуванню або викликає його отруєння або дезактивацію.

б) Реакції кисневмісних і азотовмісних сполук

При гідроочищенні одночасно з знесірчюванням відбувається конверсія азото- і кисневмісних сполук з утворенням відповідно аміаку і води, а також вуглеводнів. Кисень в середніх дистилятах може бути представлений сполуками типу спиртів, ефірів, фенолів і нафтенових кислот. Азот у нафтопродуктах знаходиться в основному в гетероциклах - у вигляді похідних піролу і піридину. При однакової будові стійкість щодо гідрування зростає в ряду сполук:

сіркорганічні < киснеорганічні < < азоторганічні

.Фенол:



. Гідроперекись циклогексану:



. Гідроперекись гептану:


С7H15¾OOH + 2H2 ¾® C7H16 + 2H2O


4. Піридин:



. Хінолін:



. Піррол:



У зв'язку з високою стійкістю азоторганічних з'єднань азот видаляється при гідроочищенні з великими труднощами. Сполуки, що містять азот в циклічних структурах, гідруются значно важче, ніж містяться в аміногруппах.

Встановлено, що піридин, піперидин, пірол видаляються порівняно легко, хінолін, м-крезол та анілін - більш стійкі, особливо м-крезол.

У процесі гідроочищення в значній мірі руйнуються металоорганічні з'єднання. Виділені при цьому метали відкладаються на каталізаторі. Ванадій відаляється на 98-100%, нікель на 93-98 %. Вміст металів у продуктах вторинного походження в кілька разів вище, ніж у прямогонних фракціях.

в) Реакції вуглеводнів

У процесі гідроочищення одночасно з реакціями сірчистих, азотистих і кисневих сполук протікають численні реакції вуглеводнів:

Ізомеризація парафінових і нафтенових вуглеводнів,

Насичення неграничних сполук,

Гідрокрекінг,

Гідрування ароматичних вуглеводнів та ін..

Ізомеризація парафінових і нафтенових вуглеводнів відбувається при будь-яких умовах знесірчення, інтенсивність гідрокрекінгу посилюється з підвищенням температури і тиску.

При більш високих температурах і низьких тисках відбувається часткове дегідрування нафтенових і дегідроциклізація парафінових вуглеводнів. У деяких випадках гідрогенізаційного знесірчювання ці реакції можуть служити джерелом отримання водню для реакцій власне знесірчювання, тобто забезпечують протікання процесу автогідроочищення.

Із супутніх до знесірчювання реакцій вуглеводнів особливий інтерес представляє насичення олефінових і ароматичних вуглеводнів.

Як показали дослідження, найбільш стійкими в процесі гідрування є ароматичні вуглеводні.

Моноциклічні (бензол і його гомологи) в помітній кількості гидруются при високому парціальному тиску водню (200 кгс/см2 і вище).

Гідрування ароматичних вуглеводнів з конденсованими кільцями протікає легше і може відбуватися в умовах процесу гідроочищення.

При температурі 350-500 оС відбувається практично повне гідрування неграничних з'єднань за порівняно низькому парціальному тиску водню.

Основні умови проведення процесу

Умови проведення процесу гідроочищення залежать від фракційного і хімічного складу сировини, від необхідного ступеня знесірчювання, застосовуваного каталізатора і його стану.

Основними параметрами гідроочищення є температура, тиск, об'ємна швидкість подачі сировини, кратність циркуляції водородовмісного газу, концентрація в ньому водню і активність каталізатора.

а) Температура

Підбір оптимальних температур гідроочищення забезпечує як необхідну якість, так і тривалість безрегенераційного пробігу каталізатора і загального терміну служби каталізатора.

Для всіх типів сировини при тому ж рівні активності каталізатора ступінь знесірчювання зростає з підвищенням температури. Однак верхня межа підйому температури обмежена 400-420 оС. При подальшому підвищенні температури ступінь гідрування знижується: для сірчистих сполук незначно, для ненасичених вуглеводнів досить різко. При підвищеній температурі відбуваються реакції гідрокрекінгу, в результаті яких знижується вихід рідких продуктів і збільшується вихід газів і відкладення коксу на каталізаторі.

З плином часу зміст коксу на каталізаторі збільшується, і активність його поступово зменшується. Для збереження постійної глибини процесу гідрознесірчювання температуру в реакторі з часом доводиться підвищувати. Оптимальним інтервалом робочих температур залежно від сировини, що переробляється лежить в межах:


Таблиця 1 - інтервал робочих температур залежно від сировини, що переробляється.

Начало циклуКінець циклуфракція 180 (230) -360 оС340-380 оС400-410 оСфракція 140-230 оС280-300 оС350-380 оС

При підвищенні температури кінця кипіння сировини на 5 оC середня температура в реакторі має бути збільшена на 3-5 °C для досягнення результату по сірці, що в свою чергу призводить до збільшення швидкості дезактивації каталізатора.

Найбільш доцільно вести процес гідроочищення при мінімальній температурі, що не викликає виникнення коксу.

Знесірчювання нафтових фракцій процес екзотермічний, тому температура суміші при проходженні нею шару каталізатора підвищується. Кількість тепла, що виділяється залежить від вмісту сірки і неграничних вуглеводнів в сировині.

б) Тиск

З підвищенням тиску в системі збільшується ступінь знесірчювання сировини, зменшується коксоутворення і збільшується термін служби каталізатора.

При вивченні факторів, що впливають на глибину гідроочищення, було визначено, що гидруванню, в основному, сприяє не підвищення загального тиску в системі, а те, що з підвищенням загального тиску в системі гідроочищення зростає парціальний тиск водню. Загальна витрата водню з ростом тиску збільшується.

При гідроочищенні легких нафтових фракцій з збільшенням парціального тиску водню до 3,0 МПа ( 30 кгс/см2 ) ступінь гідрування сірчистих сполук збільшується досить різко, а вище 3,0 МПа ( 30 кгс/см2) вплив тиску на якість гідроочищення незначний. При очищенні більш висококиплячих фракцій підвищення тиску водню до дуже високих значень збільшує швидкість реакції, прискорюючи транспортування водню через плівку рідини до поверхні каталізатора. Межа підвищення тиску обмежується подорожчанням обладнання.

в) Об'ємна швидкість подачі сировини

Об'ємною швидкістю називається відношення об'єму рідкої сировини, що подається в реактор протягом 1 години, до обсягу каталізатора, що знаходиться у реакторі.

Із збільшенням об'ємної швидкості зменшується час перебування сировини в реакторі і навпаки, із зменшенням об'ємної швидкості збільшується час контакту парів сировини з каталізатором і поглиблюється ступінь очищення. Одночасно зі збільшенням об'ємної швидкості зменшується витрата водню і ступінь закоксовування каталізатора.

Для кожного виду сировини визначається оптимальна об'ємна швидкість, при цьому необхідно враховувати й інші фактори: тип і стан каталізатора, температуру, парціальний тиск водню. Для досягнення необхідної якості палив при високих об'ємних швидкостях потрібне збільшення жорсткості режиму, тобто застосування більш високих температур і парціальних тисків.

При гідроочищенні легких дистилятів об'ємна швидкість може бути значно вище, ніж при гідроочищенні важких фракцій.

Оптимальна об'ємна швидкість подачі сировини при гідроочищенні гасових і дизельних фракцій знаходиться в межах 2-5 год-1.

г) Кратність циркуляції водородовмістного газу і сировини

Термодинамічні розрахунки показують, що вже в присутності теоретично необхідної кількості водню реакції гідрування можуть протікати до практично повного завершення. Однак швидкість реакцій при цьому буде вкрай мала внаслідок низького парціального тиску водню. Тому процес гідрознесірчювання проводять з надмірною кількістю водню.

При підвищенні вмісту водню в газосировинної суміші швидкість процесу збільшується, проте помітне зростання швидкості реакції при цьому відбувається тільки до певної межі. Збільшення обсягу циркулюючого водню знижує також коксоутворення на каталізаторі.

В даний час в промисловості застосовується в основному гидроочищення з рециркуляцією водородовмістного газу.

Відносна кількість подаваного водородовмістного газу виражається обсягом циркулюючого газу в нормальних кубометрах, що припадають на 1м3 рідкої сировини. Чим вище концентрація водню в циркуляційному газі, тим нижче може бути кратність циркуляції.

Для процесу гідроочищення дизельного палива рекомендується кратність циркуляції 125 нм33 сировини з об'ємною часткою водню 100 %.

Концентрація водню в циркулюючому газі, в об'ємних частках, не менше 65 %. Парціальний тиск водню в циркулюючому газі 1,8 МПа ( 18 кгс/см2).

Для процесу гідроочищення гасу рекомендується кратність циркуляції не менше 200 нм33 сировини. Концентрація водню в циркулюючому ВВГ, в об'ємних частках, не менше 70%.

д) Активність каталізатора

Чим вище активність каталізатора, тим з більш високою об'ємною швидкістю можна проводити процес і досягати більшої глибини знесірчення .

З часом активність каталізатора падає за рахунок відкладення сірки і коксу на його поверхні.

Зниження парціального тиску водню в циркулюючому газі і жорсткість режиму процесу сприяє закоксовуванню каталізатора.

Тому періодично раз на рік проводять регенерацію каталізатора, в результаті якої випалюється кокс і сірка, що відклалися на каталізаторі, і активність каталізатора відновлюється. Регенерацію каталізатора краще здійснювати на спеціалізованому підприємстві.

Поступово каталізатор '' старіє '' за рахунок рекристалізації і зміни структури поверхні, а також за рахунок адсорбції поверхнею каталізатора металоорганічних та інших речовин, що блокують активні центри.

У цьому випадку каталітична активність знижується безповоротно, і каталізатор замінюється на свіжий.


. Характеристика сировини, реагентів, готової продукції


Таблиця 2 - Характеристика вихідної сировини.

№ п/пНайменування сировиниНайменування показників якостіВеличина показників якості1Дизельне паливо прямогонне (фракція дизельна 230-360°С)Густина при 20 °С, кг/м3не більш 860Массовя доля загальної сірки, % мас.не більш е 1,3 Температура спалаху в закритому тиглі, оСне нижче 62Вязкість кінематична при 20 °С, мм2/свід 3,5 до 8,5Фракційний склад: - випарюється при температурі 250 ?C, % об.не більш 65 - випарюється при температурі 350 ?C, % об.не менш 85 - 50 % переганяється при температурі, оСне вище 280 - 95 % переганяється при температурі, оСне вище 360 - 96 % переганяється при температурі, оСне вище 370Випробування на мідній пластинцівитримує2Фракція гасова 140-270 оС, очищенаГустина при 20 оС, кг/м3не менш 775Фракційний склад: - температура начала кипіння, оСне нормуєтся (визначення обов'язково) - 10 % переганяється при температурі, оСне вище 175 - 50 % переганяється при температурі, оСне вище 225 - 90 % переганяється при температурі, оСне вище 270 - 98 % переганяється при температурі, оСне вище 2803Циркулюуючий очищений ВВГ та свіжий ВВГ- з утановки виробництва воднюГустина за нормальних умов, кг/м3не нормуєтся- з КЦАГустина за нормальних умов, кг/м3не нормуєтся- з установки ЛЧ-35-11/1000Густина за нормальних умов, кг/м3не нормуєтся

Таблиця 3 - Характеристика реагентів та допоміжних матеріалів.

№ п/пНайменування Найменування показників якостіВеличина показників якостіРеагенти1Регенерований розчин моноетаноламіна (МЕА)Масова доля моноетаноламіна, % мас.від 7 до 15Вміст сірководню і сульфідів, г/дм3не більш 6,02Раствор моноэтаноламина (МЭА), насичений сірководнемМасова доля моноетаноламіна, % мас.від 7 до 15Вміст сірководню і сульфідів, г/дм3не більш 32,03Присадка ПМС-200А, антівспеніватель (або інші поліметил-силоксанові рідини)Зовнішний виглядбезбарвна рідина без механічних домішокГустина при 20 оС, кг/м3відповідність сертифікату якості4Присадка депрессорно-диспергуюча (Infineum R478 чи інші)В'язкість кінематична при 100 °С, мм2/сВідповідність сертифікату якостіГустин при 50 °С, кг/м3Температура вспышки в закрытом тигле, °С5Сульфідуючий реагент (діметилдісульфід чи інші)Зовнішний вигляд Відповідність сертифікату якостіГустина при 20 оС, кг/м36Паливний газ із заводської мережіКомпонентний склад, % об.: - об'ємна частка вуглеводнів С1-С6не нормуєтся - об'ємна частка водняне нормуєтся - об'ємна частка азотане нормуєтся - об'ємна частка киснюне нормуєтся - об'ємна частка СОне нормуєтся - об'ємна частка Н2Sне нормуєтся - об'ємна частка СО2не нормуєтсяГустина за нормальних умовне нормуєтсяТеплотворна здатністьне нормуєтсяДопоміжні матеріали1Каталізатор гідроочищення (алюмокобальтмолібденовий чи алюмонікельмолібденовий)Номінальний розмірВідповідність сертифікату якостіНомінальна довжина, ммТип екструдатаМасова доля сірки, %Насипна густина, кг/м3Абразивний знос (масова частка), %Масова частка пилу і крихти , %Індекс міцності на розколювання, фунт / мм2Каталізатор захисного шару (окис алюмінію і кремнію )Номінальний диаметр, ммВідповідність сертифікату якостіТип екструдатаМасова доля сірки , %Питома поверхня , м2/гНасипна густина , кг/м3Індекс міцності на розколювання, фунт / мм3Масло турбінне Тп-30 А) Маслобак компресора поз. ЦК-201 Б) Ємність Поз. Е-218, Е-219.Масова частка механічних домішок, %не більш 0,06Масова частка води, %відсутністьВязкість кінематична при 40 °С, мм2/свід 41,5 до 63,25Температура спалаху в відкритому тиглі , оСне нижче 170Кіслотне число, мг КОН на 1 г маслане більш 1,04Азот технічний низького тиску (НТ)Содержание азота, % об.не менш 99,6 Об'ємна частка кисню, % обне більш 0,5 Об'ємна частка СО2, % обвідсутність5Азот технічний високого тиску (ВТ)Вміст азоту, % об.не менш 99,6 Об'ємна частка кисню, % обне більш 0,5 Об'ємна частка СО2, % обвідсутність6Воздух технічний Не регламентується7Воздух КВПтаАТочка роси, оСне выще мінус 40 Клас забрудненостіне нижче 1 Класу8Пара водянаПоказники якості не контролюються9Конденсат водяної пари з заводської мережіЖорсткість загальна, мг-екв/дм3не більш 10 Вміст розчиненого кисню, % мас.від 0,0015 до 0,005Вміст цианідів, % мас.відсутністьВміст з'єднань заліза в перерахунку на Fe, мкг/кгне більш 200Масова концентрация масел і нафтопродуктів, мкг/кгне більш 1,0Вміст азоту амонійного, мкг/кгне більш 1000Вміст нітратів, мкг/кгне більш 20Вміст нітритів, мкг/кгне більш 20 Вміст сульфідів, мкг/кгне більш 2 10Вода оборотна (I системи)Зважених речовин, мг/лне більш 25Нафтопродукти, мг/лне більш 15 Карбонатна жорсткість, мг-евк/лне більш 3,0 Загальна солевмісткість, мг/лне більш 2000 Хлоріди (Cl-), мг/лне більш 300 Сульфати, мг/лот 350 до 500РН от 6,5 до 8,5БПК полн, мг/л О2не більш 25 11Вода оборотна (II системи)Зважених речовин, мг/лне більш 15Нафтопродукти, мг/лне більш 5БПК полн, мг/л О2не більш 1512ЭтиленглікольПриймається за сертифікатом якостіВідповідність сертифікату якості

Таблиця 4 - Характеристика готової продукції.

№ п/пНайменування готової продукціїНайменування показників якості Величина показників якості1Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом сірки до 0,2% мас.Густина при 20 °С, кг/м3не більш 860Вміст сірководню, % відсутністьВязкість кінематична при 40 °С, мм2/сот 3,0 до 6,0Температура спалаху в закритому тиглі , оC не нижче 62Температура застиганняне вище мінус 250 СКоксівність 10 % залишка, % мас. не більш 0,3Гранична температура фільтрування, оСне вище мінус15Коефіцієнт фільтруванняне більш 3Масова частка поліциклічних ароматичних вуглеводнів, % не більш 11Цетанове числоне більш 45Температура помутніння, оС не вище 02Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом сірки не більш 50 ррm.Густина при 15 °С, кг/м3 не більш 845Густина при 20 °С, кг/м3 не більш 860Масова частка загальної сірки, ppmне більш 50Температура спалаху в закритому тиглі , оCне ниже 55Вміст сірководню, % мас.відсутністьТемпература помутніння, оC не вище 0Гранична температура фільтрування, оCне вище мінус 5Зольність, % мас.не більш 0,01Вміст води, % мас.відсутністьВипробування на мідній пластинці при 50оС протягом 3-х годин витримуєЦетанове числоне менш 513Компонент дизельного палива гідроочищенний з вмістом сірки не більш 10 ррm.Масова частка загальної сірки, ppmне більш 10Вміст сірководню, % масс.відсутністьТемпература помутніння , оC не вище 0Гранична температура фільтрування, оCне вище мінус 15Цетанове числоне менш 514Гідроочищенний компонент для виробництва палива ТС-1 (гасова фракція 140-270 оС)Фракційний склад:- 10 % переганяється при температурі , оСне вище 175- 50 % переганяється при температурі , оСне вище 225- 90 % переганяється при температурі , оСне вище 270- 98 % переганяється при температурі , оСне вище 280Температура спалаху в закритому тиглі, оСне менш 28Масова частка меркаптанової сірки (по аналізатору), % мас. не більш 0,0005Масова частка загальної сірки, %не більш 0,1

. Нові технічні рішення, прийняті у проекті


Проектною технологічною схемою установки гідроочищення передбачено виведення надлишку вуглеводневого газу, що утворюється в процесі стабілізації, з ємності стабільного дизельного палива (сепаратора) С-225:

на факел;

в лінію виведення вуглеводневого газу з колони К-204 на печі.

Виведення вуглеводневого газу з С-225 постійно проводиться за першим варіантом (на факел ), тому що тиск в лінії виведення вуглеводневого газу з колони К-204 на печі постійно знаходиться в межах 1,5 - 2кгс/см2, а тиск в сепараторі С-225 - 0,01-0,3 кгс/см2. Кількість виводимого на факел вуглеводневого газу 200-250м3/час і є безповоротними втратами установки гідроочищення. Кількість скидного газу визначено по газовому витратоміру, встановленому на лінії факельних скидів з установки. Якісний склад газу, що скидається на факел з С-225, наступний:


Таблиця 5 - Якісний склад газу, що скидається на факел з С-225.

№Найменування показниківРезультати випробуваньДата відбору23.05.1424.05.1425.05.1426.05.141сірководень, %об. 0,20,370,220,242водень, %об.35,7425,4527,42323азот, %об.0,74,420,383,654кисень, %об.0,161,260,121,175двоокис вуглецю, %об.0,010,040,060,166окис вуглецю, %об.0,020,010,010,017Вуглеводневий склад, % об.:- метан5,75,32,545,54- етан16,416,2516,7512,52- етилен0,270,1900- пропан25,4727,5529,0621,62- пропілен0,040,030,030- ізобутан7,699,0712,2210,49- нормальний бутан3,775,966,858,03- сума бутиленів0,040,050,130,08- циклопентан0,050,040,040,04- ізопентан1,641,671,961,93- нормальний пентан0,730,970,890,81- дивінил0000- сума пентенів000,090- сума вуглеводнів С61,371,371,231,718Густина при нормальних умовах, кг/м31,271,471,541,419Теплотворна здатність, ккал/м314501,615786,917240,815256,6

При розгляді якісних показників описаного складу вуглеводневого газу був зроблений висновок про те, що він може бути ефективним газовим паливом в печах установки гідроочищення.

Економічний ефект, від використання в якості палива скидного на факел вуглеводневого газу в кількості 200 м3/год (усереднено), наступний:

) Середня щільність вуглеводневого газу, що скидається на факел:

(1,27+1,47+1,54+1,41)/4 = 1,42 кг/м3;

) Масова витрата вуглеводневого газу, що скидається на факел:

м3/год * 1,42 кг/м3 = 285 кг/год

) Середня величина теплотворної здатності вуглеводневого газу, що скидається на факел:

(14501,6+15786,9+17240,8+15256,6)/4 = 15699 ккал/м3;

) Розрахунок коефіцієнта переводу вуглеводневого газу в т.у.п.:

ккал/м3 : 1,42кг/м3 = 11056 ккал/кг

ккал/кг : 7000ккал/кг = 1,58 - коефіцієнт переводу вуглеводневого газу в т.у.п.

) Розрахунок еквівалентної кількості природного газу:

м3 природного газу - 1,15 т.у.п.

кг вуглеводного газу - 1,58 т.у.п.

Отже

,58 т.у.п. - 1374м3

тобто

кг/год вуглеводневого газу = 1374 м3/год природного газу

або

кг/год вуглеводневого газу = 390 м3/год природного газу

) Вартість природного газу, прийнята для оцінки реалізації проекту, становить 3113 грн. за 1000м3 (квітень 2014р)

) Річний економічний ефект від економії розрахованої витрати природного газу:

м3/год * 8000ч * 3113 грн. = 9 712 560грн/рік.

При цьому 8000 годин взято з урахуванням зупинкового ремонту, який може проводитися 1 раз на 2 роки. Тим не менш, в розрахунок приймається 8000год, на випадок проведення чистки теплообмінного устаткування і можливих незапланованих зупинок.

Опис рішення

З метою зниження втрат вуглеводнів запропоновано використовувати даний вуглеводневий газ, як паливо установки гідроочищення. Для транспортування вуглеводневого газу запропоновано додатково змонтувати 190п.м. труби Ду100, починаючи від місця врізки проектної лінії з С-225 в лінію виведення вуглеводневого газу з колони К-204 (попередньо відключивши її від старої схеми), до печі П-201.


. Опис технологічної схеми


Сировина ( фракція 230 - 3600С або фракція 140 - 2700С ) насосами поз. Н- 1, 2,3 з промпарка дизельного палива подається у фільтр поз. Ф- 207/1,2 установки гідроочищення, де очищається від можливих механічних домішок і надходить на прийом сировинних насосів поз. Н- 201/1,2,3,4. Далі сировина подається на змішання з циркулюючим водневомісним газом, нагнітається відцентровим компресором поз.ЦК- 201. Отримана після змішання газосировинна суміш ( ГСС) нагрівається до температури 160 - 1800С в міжтрубному просторі сировинних теплообмінників поз. Т- 202/4,3,2,1 потоком стабільного палива, що надходить з нижньої частини стабілізаційної колони поз. К- 201 в трубне простір теплообмінників.

Далі ГСС нагрівається до 250 - 3200С в міжтрубному просторі послідовно встановлених пар теплообмінників поз. Т- 201 / 1,2 потоком газопродуктовой суміші ( ГПС ) і догрівається до 300 - 4000С в печі поз. П- 201, температурний режим якої регулюється подачею паливного газу. Після печі поз. П- 201 газосировинна суміш прямує в реактори поз. Р- 201А і Р- 201, встановлені послідовно, де на каталізаторі відбувається гідрування сірчистих і азотистих сполук, що містяться в сировині, з утворенням сірководню та аміаку, а також відбувається частковий гідрокрекінг з утворенням вуглеводневого газу і легких бензинових фракцій. Настає у реакторі поз. Р- 201 газопродуктова суміш віддає своє тепло газосировинної суміші послідовно в теплообмінниках поз. Т- 201 /1,2 і з температурою 240 - 3000С направляється в « гарячий» сепаратор поз. С- 201, де розділяється на газову і рідку фази .

Парогазова суміш після сепаратора поз. С- 201 охолоджується спочатку в теплообміннику поз.Т- 205 (до 2400С ), потім у повітряних холодильниках поз. Х- 201 / 1,2,3 і водяному холодильнику поз. Х- 202 / 1,2 (до 400С), після чого направляється в « холодний» продуктовий сепаратор поз. С- 202. У сепараторі поз.С- 202 відбувається поділ парогазової суміші на нестабільний гидрогенизат і циркуляційний водородсодержащий газ, а також відділення води з нестабільного гідрогенізату . Виділився в сепараторі поз. С- 202 водневовмісний газ (газова фаза ) направляється в абсорбер поз. К- 202 на очищення від сірководню 15 % - м розчином моноетаноламіна. Гідрогенізат з холодного сепаратора поз. С- 202, попередньо нагрітий у теплообміннику поз. Т- 205 парогазовою сумішшю з гарячого сепаратора поз. С- 201, змішується з гідрогенізатом з гарячого сепаратора поз.С- 201 і прямує в колону стабілізації поз. К- 201.

Стабілізація дизельного палива здійснюється шляхом поддува водневовмісного газу з метою зниження парціального тиску парів нафтопродуктів. В якості газу поддува використовується віддуватися циркуляційний водневовмісний газ або свіжий в водневовмісний газ зі щита скидання на прийомі компресора поз. ЦК- 201. З метою підтримки температури нестабільного продукту на вході в колону поз. К- 201 ( для випадку низької продуктивності установки) передбачається організація байпасу між лініями газопродуктової суміші на виході з першої і другої пари теплообмінників поз. Т- 201. Стабільне паливо знизу колони поз. К- 201 виводиться через теплообмінники поз. Т- 202 / 1,2,3,4 і повітряні холодильники поз. Х- 204 / 1,2,3 в розділову ємність стабільного дизельного палива поз. С- 225, в якій відбувається виділення розчиненого в ньому в процесі стабілізації вуглеводневого газу (який після впровадження нового технічного рішення буде спрямовуватися до печі П-201 у якості палива). Стабільне дизельне паливо з розділової ємності поз. С- 225 насосами поз. Н- 225 / 1,2 виводиться з установки в парк готової продукції .


. Матеріальний і тепловий баланси


1. Потужність установки за сировиною G = 2050 тис.т/рік.

2. Характеристика сировини: фракційний состав 190-360 оС; густина ?0=840 кг/м3; вміст сірки So = 0,6 % (мас.), у тому числі меркаптанової Sм = 0,03 % (мас.), сульфідної Sc= 0,3 % (мас.), дисульфідної Sд = 0,06 % (мас.) та тіофенової Sт = 0,21 % (мас.); вміст ненасичених вуглеводнів 10 % (мас.) на сировину.

. Залишковий вміст сірки в очищеному дизельному паливі Sк <0,05% (мас.), тобто ступінь або глибина гідрознесіркування повинна бути 92%.

. Гідроочищення проводиться на алюмокобальтмолібденовом каталізаторі за тиском P=4 МПа, кратності циркуляції водневовмісного газу до сировини ? = 177 нм33.

. Кінетичні константи процесу: k0 = 4,62 ? 106,Е=67040 кДж/моль, n= 2.

Вихід гідроочищенного дизельного палива Вд.п,% (мас.) на вихідну сировину дорівнює:


ВД.П. = 100 - Вб - Вг - ?S, (1)


де Вб, Вг, ?S -выхіди бензину, газу и кількість видаленої із сировини сірки відповідно на сировину, % (мас.).

Бензин і газ утворюються переважно при гідрогенолізу сірчистих сполук. При середньої молекулярної масі 209 в 100 кг сировини міститься 100:209 = 0,48 кмоль, 2 кг сірки містять 2:32 = 0,06 кмоль сірки, тобто сірковмісні молекули складають 13% від загального числа молекул. Якщо прийняти рівномірний розподіл атомів сірки по довжині вуглеводневого ланцюжка, то при гідрогенолізу сіркоорганічних з'єднань з розривом у атома сірки вихід бензину і газу складе:


В6 = ?S = 0,55 % (мас.); Вг = 0,3?S = 0,17 % (мас.). (2),(3)


?S = 0,6 - 0,05 = 0,55

Тоді вихід дизельного палива буде дорівнювати:

ВД.П. = 100 - 0,55 - 0,17 - 0,55 = 98,73 % (мас.).

Отримана величина в подальших розрахунках уточнюється після визначення кількості водню, що увійшов до складу дизельного палива при гідрогенолізу сірчистих сполук і гідруванні неграничних вуглеводнів. Отримані значення виходу газу, бензину та дизельного палива далі будуть використані при складанні матеріального балансу установки і реактора гідроочищення.

Витрата водню на гідроочищення. Водень у процесі гідроочищення витрачається на: 1) гідрогеноліз сіркоорганічних сполук; 2) гідрування ненасичених вуглеводнів; 3) втрати водню з відходячими потоками (віддуву і рідким гідрогенізатом). Витрата водню на гідрогеноліз сіркоорганічних з'єднань можна знайти за формулою:

1 = m?S, (4)


де G1 -витрата 100%-го водню, % (мас.) на сировину;

?S- кількість сірки, що видаляється при гідроочищенні,% (мас.) на сировину;

m - коефіцієнт, що залежить від характеру сірчистих сполук. Оскільки в нафтовій сировині присутні різні сірчисті сполуки , визначається витрата водню на гідрогеноліз кожного з них, і отримані результати сумуються. Значення m для вільної сірки дорівнює 0,0625, для меркаптанів - 0,062, циклічних і аліфатичних сульфідів - 0,125, дисульфідів - 0,0938, тіофенів - 0,250 і бензотіофенів -0,187.

Найбільш стабільні при гідроочищенні тіофеновані з'єднання, тому при розрахунку приймаємо, що вся залишкова сірка (0,05% мас . на сировину ) в гідрогенізаті - тіофенова , а решта сіркоорганічнихе сполук розкладається повністю.

При цьому отримаємо:1=0,03?0,062 + 0,3?0,125 + 0,06?0,0938 + (0,21-0,06) ?0,25 = 0,0825.

Витрата водню на гідрування ненасичених вуглеводнів дорівнює:

2 = 2?CH /M, (5)


де G2 - витрата 100%-го водню,% (мас.) на сировину;

?CH - різниця змісту ненасичених вуглеводнів в сировину і гідрогенізат,% (мас.) на сировину, рахуючи на моноолефіни. М - середня молекулярна маса сировини. Середню молекулярну масу сировини розраховуємо за такою емпіричною формулою:

= 44,29d1515 / (1,03 - d1515) = (44,29 ? 0,85)/(1,03 - 0,85) = 209 (6)


Приймаючи, що ступінь гідрування ненасичених вуглеводнів і гідрогенолізу сірчистих сполук однакова, знаходимо:2 = 2?10?0,9/209 = 0,086.

Мольну частку водню, розчиненого в гідрогенізаті, можна розрахувати з умов фазової рівноваги в газосепараторі високого тиску:

H2 = yH2/Kp = 0,8/30 = 0,027 (7)


де y'H2, x'H2 - молярні частки водню в паровій і рідкій фазах (у розглянутому прикладі y'H2 дорівнює мольній або об'ємній концентрації водню в циркулюючому газі); Kp-константа фазової рівноваги (для умов газосепаратора високого тиску при 40 °С і 4 МПа KР = 30). Втрати водню від розчинення в гідрогенізаті G3 (% мас.) на сировину складають:

3 = (xH2MH2?100)/( xH2MH2 + (1- xH2)M) =

= (0,027?2?100)/(0,027?2 + 0,973?209) = 0,026% (мас.) (8)


Крім цих втрат мають місце втрати водню за рахунок дифузії водню через стінки апаратів і витоку через нещільності, так звані механічні втрати. З практичних даних, ці втрати становлять близько 1% від загального обсягу циркулюючого газу.

Механічні втрати G4 (% мас.) на сировину рівні:

4 = ??0,01?MH2?100/(??22,4) (9)


где ? - кратність циркуляції водневовмісного газу, нм33;

? - густина сировини, кг/м3.

Таким чином:

G4 =177?0,01?2?100/(840?22,4) = 0,019% (мас.)

Приймаємо склад ВВГ (таблиця 6):


Таблица 6 - Склад водневовмісного газу.

Вміст компоненту Н2СН4С2Н6С3Н8С4Н10% (об.)85,07,0 5,0 2,0 1,0% (мас.)29,419,426,0615,2 10,0

Для нормальної експлуатації установок гідроочищення вміст водню в циркулюючому газі має бути не нижче 80% (об.). Зменшенню концентрації водню сприяють такі чинники: - Хімічне споживання водню на реакції гідрування і гідрогенолізу; - Розчинення водню в рідкому гідрогенізаті, виведеному з установки; - Утворення газів гідрокрекінгу, які, накопичуються в циркулюючому ВВГ, розбавляють водень.

Концентрація водню в системі підвищується за рахунок розчинення вуглеводневих газів в рідкому гідрогенізаті і збільшення концентрації Н2 в водневовмісному газі. Для підтримки постійного тиску в системі обсяг надходячого і утворюємого газу має дорівнювати обсягу газу, що відходить з системи і поглиненого в ході хімічної реакції.

Об'ємний баланс за воднем і вуглеводневим газам записують у наступному вигляді:

оy'о = Vр + Vотд y' (10)о(1 - y'о ) + Vг.к = Vа + Vотд(1 - y' ) (11)


де Vо, Vр, Vотд, Vг.к, Vа ,- обсяги свіжого ВСГ, хімічно реагуючого і сорбуємого гідрогенізатом водню, віддуву, газів гідрокрекінгу і газів, абсорбуємих рідким гідрогенізатом, м3/год.'о, y' - об'ємні концентрації водню в свіжому і циркулюючому ВВГ.

Найбільш економічний по витраті водню режим без віддуву ВВГ можна підтримувати, якщо гази, що утворюються при гідрокрекінгу, і гази, які надходять у систему зі свіжим ВВГ, повністю сорбуются в газосепараторі в рідкому гідрогенізаті, тобто:

о(1 - y'о ) + Vг.к < Vа (12)


Реалізації цієї умови сприяє збільшення концентрації водню в свіжому ВВГ, зменшення реакцій гідрокрекінгу і підвищення тиску в системі. Якщо балансові вуглеводневі гази повністю не сорбуються, то частина їх виводиться з віддувом. Рішенням системи рівнянь отримуємо об'єм газів віддуву:


(13)


Обсяг водню в віддуваємому газі дорівнює Vотд y'. Тоді загальна витрата водню при гідроочищенні з урахуванням газу віддуву складе:


(14)


Розрахунок рекомендується вести на 100 кг вихідної сировини, так як при цьому абсолютні значення витратних показників (у % мас.) Можна використовувати з розмірністю кг:р=0,387·22,4/2 = 4,34 м3

г.к=0,54·22,4/Мг.к=0,54·22,4/37=0,33 м3 (15)


де Мг.к - середня молекулярна маса газів гідрокрекінгу; при однаковому мольному змісті газів С1, С2, С3, С4 вона дорівнює:

Мг.к = (16 +30 +44 +58) / 4 = 37

Кількість вуглеводневих газів, абсорбуємих рідким гідрогенізатом, можна визначити, якщо допустити, що циркулюючий водневовмісний газ прийнятого складу знаходиться в рівновазі з рідким гідрогенізатом. Зміст окремих компонентів в циркулюючому газі і константи фазової рівноваги в умовах газосепаратора високого тиску (40 0С і 4,0 МПа) наведені нижче (таблиця 7):


Таблица 7 - Константи фазовоі рівноваги.

Вміст компонента yi/, мол. частки0,200,050,020,01Константа фазової рівноваги Крi 3,851,20,470,18

Кількість абсорбованого компонента i в кг на 100 кг гідрогенізату дорівнює:

i = xi/Mi·100 / Mг (16)


Кількість абсорбованого компонента I (vi, м3 на 100 кг гідрогенізату) становить:

t = gi·22.4 / Mi = xi/·100·22.4/Mг (17)


Підставляючи в це рівняння відповідні значення xi/ = yi/ / Kpi отримаємо об'єм кожного компонента, розчиненого в гідрогенізаті.

Сумарний об'єм абсорбованих газів буде дорівнювати ?vi = 2.052 м3. Балансовий об'єм вуглеводневих газів, що надходять в газосепаратор (гази гідрокрекінгу і внесені зі свіжим ВВГ) становить:

,34(1 - 0,85) + 0,33 = 0,98 < vа

Оскільки дана вимога виконується, то можлива робота без віддуву частини циркуляційного газу ВВГ. Таким чином, загальна витрата в процесі гідроочищення буде складатися з водню, що поглинається при хімічній реакції, що абсорбується в сепараторі високого тиску і механічно втрачаємого:

H2 = G1 +G2+G3+G4 = 0,083 + 0,036 + 0,026 + 0,019 = 0,214% (мас.). (18)


Витрата свіжого ВВГ на гідроочищення дорівнює:

0H2 = GH2/0,29 = 0,214/0,29= 0,74% (мас.), (19)


де 0,29 - вміст водню у свіжому водневовмісному газі,% (мас.).

Отримані значення витрати водню і свіжого ВВГ далі будуть використані при складанні матеріального балансу установки і реактора гідроочищення.

Матеріальний баланс установки

На основі отриманих даних можна скласти матеріальний баланс установки (таблиця 7).

Спочатку розраховуємо вихід сірководню:

H2S =?SM H2S /MS = 0,55?34/32= 0,58% (мас.) (20)


Таким чином, балансовим сірководнем поглинається 0,03% (мас.) водню (0,58 - 0,55 = 0,03%).

Кількість водню, що увійшов при гідруванні до складу дизельного палива, так само:


G1 + G2-0,03= 0,0825 + 0,086-0,03 = 0,139% (мас.)


Уточнений вихід гідроочищеного дизельного палива:

,73 + 0,139 = 98,869% (мас.)

Вихід сухого газу, що виводиться з установки, складається з вуглеводневих газів, що надходять зі свіжим ВВГ, газів, що утворюються при гідрогенолізу, а також абсорбованого гідрогенізатом водню:

,74?(1 - 0,29) + 0,17 + 0,026= 0,721% (мас.)

На основі отриманого матеріального балансу проводимо розрахунок реакторного блоку установки гідроочищення.


Таблиця 8 - Матеріальний баланс гідроочищення

Найменування% (мас)т/рікт/добкг/годВзято Сировина Водневовмісний газ у тому числі 100% Н2 100,0 0,74 0,21 2050000 15170 4305 5616,44 41,56 11,79 234018,26 1731,74 491,44Всього100,9520694755669,79236241,44Отримано Дизельне паливо очищене Сірководень Сухий газ Бензин 98,87 0,58 0,95 0,55 2026835 11890 19475 11275 5552,97 32,57 53,36 30,89 231373,75 1357,26 2223,33 1287,10Всього100,9520694755669,79236241,44

Матеріальний баланс реактора

У реактор надходить сировина, свіжий водневовмісний газ і циркулючий водневовмісний газ (ЦВВГ). Склад ЦВВГ наведений нижче:


Таблица 9 - Склад водневовмісного газу.

Н2СН4С2Н6С3Н8С4Н10Мольна частка у? 0,7200,2000,0500,0200,010Масова частка у 0,1920,4270,2010,1030,077

Середня молекулярна маса ЦВВГ Мц дорівнює:


Мц = ?Мiyi =2?0,72+16?0,2+30?0,05+44?0,02+58?0,01= 7,6 кг/кмоль (21)


Витрата ЦВВГ на 100 кг сировини Gu можно знайти за формулою:

ц = (100?Mц/?C)22,4 = 100?177?7,6/ 840?22,4 = 7,14 (22)


Складаємо матеріальний баланс реактора гідроочищення.


Таблица 10 - Матеріальний баланс реактора гідроочищення.

Найменування% (мас.)кг/годВзято Сировина Свіжий водневовмісний газ у тому числі 100% Н2 Циркулюючий водневовмісний газ 100,00 0,74 0,21 7,14 234018,26 1731,74 491,44 16708,90Всього108,09252950,34Отримано Дизельне паливо очищене Сірководень Сухий газ Бензин Циркулюючий водневовмісний газ 98,87 0,58 0,95 0,55 7,14 231373,75 1357,26 2223,33 1287,10 16708,90Всього108,09252950,34

Тепловий баланс реактора

Рівняння теплового балансу реактора гідроочищення можна записати так:

C + QЦ + QS + QГ.Н = ?QСМ (23)


де Qс, Qц-тепло, внесене в реактор зі свіжою сировиною і циркулюючим водневовмісним газом;S, QГ..Н - тепло, що виділяється при протіканні реакцій гідрогенолізу сірчистих і гідрування неграничних з'єднань;

?QСМ -тепло, що відводиться з реактора реакційною сумішшю.

Середня теплоємність реакційної суміші при гідроочищенні незначно змінюється в ході процесу, тому тепловий баланс реактора можна записати в наступному вигляді:

0 + ?SqS + ?CHqH = Gct (24)= t0 + (?SqS + ?CHqH)/(Gc) (25)


де G - сумарна кількість реакційної суміші, % (мас.);

c - середня теплоємність реакційної суміші, кДж/(кг?К);

?S, ?CH - кількість сірки і неграничних вуглеводнів, видалених з сировини, % (мас.);, t0 - температури на вході в реактор і при видаленні сірки ?S, оС;

qS,qH- теплові ефекти гідрування сірчистих неграничних з'єднань, кДж/кг

) Значення t0 визначають для кожної пари каталізатор - сировина в інтервалі 250 - 380 °С. При оптимізації t0 враховують такі два фактори, діючі в протилежних напрямках: з підвищенням t0 зменшується завантаження каталізатора, яке потрібне для досягнення заданої глибини знесірчення ?S, але, з іншого боку, збільшується швидкість дезактивації каталізатора і, отже, збільшуються витрати, пов'язані з більш частими регенераціями і великими днями простою установки за календарний рік.

Мінімум сумарних витрат, визначить оптимальне значення t0 Для заданої пари каталізатор - сировина t0 = 350 °С.

) Сумарна кількість реакційної суміші на вході в реактор становить 108,09 кг.

) Кількість сірки, віддалену із сировини, ?S = 0,55% (мас.). Глибину гідрування ненасичених вуглеводнів можна прийняти рівною глибині знесірчування ?CH = Сн?0,9 = 10?0,9 = 9 % (мас.).

) Кількість тепла, що виділяється при гідрогенолізу сірчистих сполук (на 100 кг сировини) при заданій глибині знесірчування, рівний 0,9, складе:

S = ? qSi gSi (26)


де qSi - теплові ефекти гідрогенізату окремих сіркоорганічних з'єднань, кДж/кгSi- кількість розкладених сіркоорганічних з'єднань, кг (при розрахунку на 100 кг сировини воно чисельно дорівнює змісту окремих сіркоорганічних сполук у % мас.).

Таким чином:S = 0,03?2100 + 0,3?3810 + 0,06?5060 + 0,15?8700= =2815 кДж.

) Кількість тепла, що виділяється при гідруванні ненасичених вуглеводнів, дорівнює 126000 кДж / моль. тоді:

H =?CHqH /М= 9?126000/209=5421 кДж. (27)


) Середню теплоємність циркулюючого водневовмісного газу знаходять на підставі даних теплоємності окремих компонентів.


Таблица 11 - Теплоємність індивідуальних компонентів.

ТеплоємністьH2CH4C2H6C3H8C4H10cP, кДж/(кг?К) сP, ккал/(кг?°С)14,57 3,483,35 0,83,29 0,7863,23 0,7723,18 0,760

Теплоємність циркулюючого водневовмісного газу можна знайти за формулою:


сц = ? сPi yi (28)


де сPi - теплоємність окремих компонентів з урахуванням поправок на температуру і тиск, кДж/(кг?К); i - масова частка кожного компонента в циркулюючому газі.

Тоді:

сц = 14,57?0,192 + 3,35?0,427 + 3,29?0,201 + 3,23?0,103 + 3,18?0,077 = =5,45кДж/(кг?К).

7) Ентальпія пари сировини при 350 оС, I350 = 1050 кДж / кг. Абсолютна критична температура сировини ТКР = 460 +273 = 733 К. Наведена температура дорівнює ТПР = 350 + 273/733 = 0,845. Критичний тиск сировини обчислюють за формулою:


РКР = 0,1КТКРС = 0,1?11,66?733/209=: 4,09 МПа. (29)


де К = (1,216 3СР)/d1515 = (1,216 3?275 + 273 ) / 0,850 = 11,66

Тоді:


РПР = Р/РКР = 4/4,09 = 0,98 (30)


Для знайдених значень ТПР и РПР:


?IM/(4,2T) = 4,19 (31)


?I = 4,19?4,2?623/209 = 52,6 кДж/кг

Ентальпія сировини з поправкою на тиск дорівнює I350 =1050-52,6=997,4 кДж/кг

Теплоємність сировини з поправкою на тиск дорівнює cC = 997,4:350 = 2,85 кДж/(кг?К)

) Середня теплоємність реакційної суміші становить:

с = (сс100 + сц17,44)/107,88 = (2,85?100 + 5,45?17,44)/107,88 = 3,52 кДж/(кг?К)

Підставивши знайдені величини в рівняння, знаходимо температуру на виході з реактора t:=350 + (2815 +5421)/ (107,88323) = 386,6 °С.


. Вибір і розрахунок основного апарату


Основним обладнанням обраної технологічної схеми є реактор гідроочищення дизельного палива. Реактор гідроочищення дизельних палив відрізняється меншим відношенням висоти апарату до діаметру і наявністю декількох шарів каталізатора. Шари каталізатора засипаються на порцелянові кульки, якими заповнюється сферична частина нижнього днища.

Сировина, що подається через штуцер у верхньому днище, одномірно розподіляється по всьому перетину, за допомогою розподільчої тарілки, встановленої у верхній частині реактора.

Реактор є циліндрична вертикальна посудина з кульовими днищами. Каталізатор завантажують в реактор через верхній штуцер, а вивантажують через нижній . Щоб уникнути «удару» парів продукту і газу і внаслідок цього стирання каталізатора у верхній частині реактора мається розподільна тарілка. Парогазова суміш через шар каталізатора проходить в аксіальному напрямку. По закінченні процесу гідрування, тривалість якого визначається ступенем падіння активності каталізатора, каталізатор гідроочищення вивантажують з реактора і відправляють на регенерацію на спеціалізованому підприємстві. . Завантаження каталізатора. Завантажують каталізатор через брезентовий рукав, опущений до рівня загружаємої тарілки; по мірі завантаження рукав піднімають для зменшення механічного руйнування гранул каталізатора. З цією ж метою в нижній частині апарату перед завантаженням каталізатора розміщують шар порцелянових кульок; такими ж кульками покривають верхній шар каталізатора (після його завантаження в реактор) . Реактор установки гідроочищення працює в умовах хімічної та електрохімічної корозії, а також механічного зносу металу апаратів каталізатором. Хімічна корозія реак тора зумовлена ??вмістом у високотемпературних газових потоках сірководню і водню, а електрохімічна корозія - вмістом в циркулюючих димових газах регенерації парів води і діоксиду сірки. Сірководнева корозія металу апаратів реакторного блоку установок тим сильніше, чим більше концентрація сірки в сировині і чим вищий вміст сірководню в циркулюючому газі. Водень, що циркулює в системі реакторного блоку, викликає міжкристалітну корозію металу, що супроводжується зниженням його міцності і збільшенням крихкості. Міжкристалітне растріскування, утворення раковин і здуття в металі обладнання під дією водню посилюються при підвищенні температури і тиску в системі.

Сульфідна корозія практично протікає дуже повільно, проте продукти корозії засмічують каталізатор, забівають пори між таблетками, а також труби теплообмінників, що порушує технологічний режим процесу гідроочищення, погіршує теплопередачу і призводить до неприпустимого зростання гідравлічного опору. За виникнення великого перепаду тиску між входом в реактор і виходом з нього часто судять про ступінь сульфідної корозії. Реактор і каталізатор засмічуються також через присутність в газових потоках кисню і азотовмісних сполук. Кисень сприяє окисленню сірчистих сполук, тому його концентрація в циркулюючому газі повинна бути обмежена ( 0,0002-0,0006 %).

Розрахунок основних параметрів реактора гідроочищення

Для того, щоб розрахувати діаметр і висоту реактора, спочатку необхідно розрахувати обєм каталізатора. Необхідний обєм каталізатора в реакторі Vк обчислюють за формулою:


VK = G?dS/r = 278,59?0,2235 = 62,27 м3 (32)


Значення G' знаходим з співвідношення:

' = G/? =234018,26/840 = 278,59 м3/год. (33)


Зазвичай для характеристики процесу застосовують показник - об'ємну швидкість подачі сировини, тобто відношення обсягу рідкої сировини, що подається на об'єм каталізатора на годину (?, год-1)


? = G/VK = 278,59/62,27 = 4,47 год-1. (34)


По знайденому значенню VK обчислюємо геометричні розміри реактора гідроочищення. Приймаємо циліндричну форму реактора і співвідношення висоти до діаметра рівним 2:1 чи Н = 2D. Тоді

K = ?D2H = ?D22D = 2?D3 (35)


Діаметр реактора дорівнює:

= [VK/(2?)]1/3 = [62,27/(2?)]1/3 = 3,3 м. (36)


Висота шару каталізатора становить H = 2D = 6,6 м. Прийнятність прийнятої форми реактора додатково перевіряється гідравлічним розрахунком реактора. Втрати напору в шарі каталізатора не повинні перевищувати 0,2-0,3 МПа.

Розрахунок втрати напору в шарі каталізатора

Втрату напору в шарі каталізатора обчислюють за формулою:


?P/H = [(150(1 - ?)20,1?u)/(?3d2)] + [(1,75(1 - ?)?u2)/( ?3dg)] (37)


де ? - порозность шару;- лінійна швидкість руху потоку, фільтруючогося через шар каталізатора, м/с;

?-динамічна вязкість, Па*с;- середній діаметр часток, м;

? -густина газа, кг/м3;- прискорення сили тяжіння, кг/с2.

Порозность шару обчислюють за формулою:


? = 1 - ?H/?K


где ?H - насипна щільність каталізатора, рівна 640 кг/м3;

?K - уявна густина каталізатора, рівна 1210 кг/м3.

Таким чином

? = 1-640/12810 = 0,48

Лінійна швидкість потоку дорівнює u = 4V/?D2,

де V - об'єм реакційної суміші, що включає обсяг сировини VC, і об'єм циркулюючого водневмісного газу Vц, тобто,

= VC + VЦ (38)


Обсяг сировини розраховують за формулою:

C = [GC22,4zC(tCP + 273)]/(MCP273) (39)


де Gc - витрата сировини в реактор, кг/год;c- коефіцієнт стисливості (при TПР=0,845 и РПР=0,98 коефіцієнт стисливості дорівнює 0,25);СР - середня температура в реакторі, ?С.

Величина Tср може бути знайдена як середня арифметична між температурою введення сировини t0 = 350 °С і температурою на виході з реактора, рівний 386,65 °С:СР = 0,5(350 + 371,7) = 360,85 ?С.

Тоді, C = [234018,26?22,4?0,1?0,25?(360,85 +273)] / [209?4?273] = 363,96 м3/год

Обєм циркулюючого газу складе:

Ц =[GЦ?22,4zЦ(tCP + 273)] / [MЦP?273] (40)

Ц = [16708,90?22,4?0,1?1?(360,85 + 273)] / [7,6?4?273] = 2858,55 м3/год

=VC+ VЦ = 363,96 + 2858,55 = 3222,51 м3/год (41)

= (4?3222,51)/(??4?3300) = 0,31м/c

Динамічну в'язкість суміші визначають за її середньою молекулярною масою, рівній:


МСР = (GC + GЦ) / (GC/MC + GЦ/МЦ) = (234018,26 + 16708,90)/( 234018,26 /209 + 16708,90/7,6) =75,56 (42)


За рівнянням Фроста знаходять динамічну в'язкість суміші:

? = 1,87?10-6 кг?с/м2

Середній діаметр частинок каталізатора d = 4 ? 10-3м. Щільність реакційної суміші в умовах процесу дорівнює:


?=(GC+GЦ)/(VC+VЦ)=(234018,3+16708,9)/(364+2858,55)=77,8кг/м3 (43)


Таким чином,

?P/H = 150?[(1 - 0,48)2?1,8710-6?0,21] / [0,483?(4?10-3)2] + 1,75?[(1 -

0,48)?39,7?0,212] / [0,483?4?10-3?9,81] = 376,7 кг/(м2?м)


?P = H?376,7 = 4?376,7 = 1506,8 кг/м2 (44)


Таким чином, втрата напору каталізатора не перевищує гранично допустимих значень 0,2-0,3 МПа. Тому до проектування приймають реактор циліндричної форми з висотою і діаметром реакційної зони 6,6 і 3,3 м відповідно.

Механічний розрахунок

Визначити товщину стінки обичайки працюючої під внутрішнім тиском вертикального апарату за наступними даними:

1)матеріал - сталь Х18Н12Т;

2)t = 420 ºС;

)Дв = 3,3 м;

)Н = 10 м;

)Р = 4 МПа;

) шов зварний, подвійний, автоматичне зварювання

) умови - апарат для обробки суміші під тиском;

) Ск= 1 мм = 0,001 м;

Сэ = 1 мм = 0,001 м.

Виходячи з графіка ?* = 85

Визначити допустиме напруження за формулою:


?0=?·?* (45)


де ? - поправочний коефіцієнт, що враховує умови апарату.

Величина поправочного коефіцієнта (згідно коливається в межах 0,9-1,0) визначається при проектуванні в залежності від умов експлуатації, небезпеки і шкідливості оброблюваних середовищ. Значення ? рекомендується вибрати виходячи з таких міркувань: - Для вузлів і деталей апаратів, призначених для обробки або зберігання під тиском або без нього, вибухо- і пожежонебезпечних продуктів, а також продуктів високої токсичності - з обігрівом цих вузлів і деталей відкритим полум'ям, точними газами або відкритими електронагрівачами ?=0,9;

те ж, але для необігріваємих вузлів і деталей або при обігріві, але з надійною ізоляцією їх від джерел нагріву, а також для вузлів і деталей апаратів, призначених для обробки або зберігання під тиском або без нього всіх інших продуктів з обігрівом цих вузлів і деталей відкритим полум'ям, топковими газами або відкритими електронагрівачами ?=0,95;

у всіх інших випадках ?=1,0.

Виходячи з даних ?= 0,95, і отже ?0=0,95· 85 = 80,75

Знаходимо значення міцності зварного шва (?ш) за довідковими даними. Виходячи з даних таблиці, ?ш = 0,95.

Знаходимо ?0 за формулою:


?0=(Н-?d)/Н (46)


Отримуємо ?0= 0,875

Оскільки ?ш більше, ніж ?0, надалі за розрахункове значення коефіцієнта беремо ?=?0.

Знаходимо значення визначальних параметрів за формулою:


А=(?*/р)·? (47)


А = (85/4)0,875= 18,593

Визначаємо розрахункову стінку обичайки:


(48)


Повну товщину стінки обичайки знаходимо за формулою:

= S' +С = 57+1+1+1 +х = 60 мм (49)


де С - прибавка


С = Ск + Сэ + Сд +Со = 1+ 1+1+ х= 3мм (50)


Знаходимо допустимий тиск з урахуванням товщини за формулою:


(51)


Так як 4,62 >4, то умови міцності виконуються.

Розрахунок днищ обичайки

Матеріал днища Х18Н10Т, Dв = 3,3 м; hв-0,5 м; в днищі є центрально розташований неукріплений отвір d = 0,2 м; днище зварне з двох частин, зварений шов ручний електродуговий двосторонній. В низу днища є отвір з діаметром 0,2 метра, ?ш =0,95, ? = 110.


(52)

?0 = ?ш = 0,9 (53)

?/р * ?ш = 24,75 (54)

' = 0,07 м = 70 мм


С = Ск + Сэ + Сд +Со = 1+ 1+1+ х =3 +х (55)

= 70 + 3 + х =43 мм або 0,043 м

Рд = 4,6 МПа

Умова виконується, так як допустимий тиск більше робочого.


. Вибір допоміжного обладнання


Таблиця 12 - Допоміжне обладнання процесу гідроочищення.

Найменування устаткування (тип, призначення)Номер позиції за схемою, індексКіл-ть, од.МатеріалТехнічна характеристика (паспортні дані)РеакторР-2011Кожух: 13СrМо44-5ХСr Ni Nb 1910 (вітч. аналог- 12ХМ, підставка: 15121+11419, Внутр.обладнання: 17248.4, 17246.4 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D=3800 мм, Н = 12900 мм, V = 97,2 м3, Vкат = 70,0 м3 Ррозр.= 6,325 МПа, Трозр.= 430оС При реакции: Рраб.= 5,50 МПа Траб.= 340-430°СРеакторР-201А1Кожух: 13СrМо44-5ХСr Ni Nb 1910 (отеч. аналог- 12ХМ, подставка: 15121+11419, Внутр.оборудование: 17248.4, 17246.4 (отеч. аналог 12Х18Н10Т)D=3800 мм, Н = 12900 мм, V = 97,2 м3, Vкат = 70,0 м3 Ррозр.= 6,325 МПа, Трозр.= 430оС При реакции: Рраб.= 5,50 МПа Траб.= 340-430°СКолона стабілізаційнаК-2011Кожух-днища: 11419.5+17020 (вітч. аналог 16ГС + 08Х18Н10Т), клапани: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13)D = 2612/1600 мм, Н = 32015 мм, Тарілки: D=2612, n= 20 шт, D=1600, n= 5 шт, Ррозр.= 1,08 МПа, Рраб.=0,5-0,7 МПа, Трозр. = 300 °С, Траб.=240-250°САбсорбер очищення циркуляційного газуК-2021Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), тарілки, відбійник: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13), 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D = 2000 мм, Н = 28580 мм, Тарілки S-образні: Кількість - 20 шт. Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 55°С Траб.= 40-50°САбсорбер очищення вуглеводневого газу стабілізаціїК-2031Кожух - днища: 11419.1(вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), тарілки: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13), відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D = 2000/800 мм, Н = 22000 мм, Тарілки S-образні Кількість - 20 шт. Ррозр. =1,08 МПа Рраб.=0,45-0,7МПа Трозр.= 50оС Траб.=40-50°САбсорбер очищення вуглеводневого газуК-2041Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), тарілки: 11373.0, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D = 800/600 мм, Н = 15550 мм. Насадка : кільця „Рашига Ррозр.= 0,59 МПа Рраб.=0,2-0,3МПа Трозр.= 50°С Траб.= 40-50°СБуфер азотуК-2051Кожух - днища: 11419.5 + 17020 (вітч. аналог 16ГС + 08Х18Н10Т), тарілки: 17020.2 (вітч. аналог: 08Х13)D =2200 мм, Н = 26950 мм, Тарілки S-образні Кількість - 21 шт Ррозр.=0,5 МПа Рраб.=0,45МПа Трозр.= 150°С Траб.=50°СКолона віддуву сірководню з бензинуК-2061Кожух - днища: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), тарілки: 11373.0, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D = 800 мм, Н = 14840 мм, Насадка - кільця „Рашига Ррозр.=1,08 МПа Рраб.= 0,35МПа Трозр. = 50°С Траб.=40-45°СЄмність циркулюючої присадкиЕ-2011Кожух: 11419.1 (вітч. аналог: ст.20), R 52.7b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)L =8300 мм, V = 25 м3, Dвнутр = 2000 мм, Ррозр.=0,59 МПа Рраб.=0,1МПа Трозр. = 130°С Траб.= 50°СПриймальна ємність МЕАЕ-2021Кожух: R 52.6b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)Н = 14786 мм, V = 78,6 м3, Dвнут = 3000 мм, Змеевик: труба ø32х2,5 F =6 м2 Кожух: Ррозр.=0,5 МПа Трозр.= 50°С Рраб.= 0,35 МПа Траб.=40°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Трозр.= 165°С Рраб.= 0,5 МПа Траб.=150°СДренажна ємністьЕ-2051Кожух: R 52.4b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)D = 2400 мм, L = 9740 мм, V = 42,18 м3 Ррозр.= 0,07 МПа Рраб.= атм. Трозр.= 100°С Траб.=80°СФакельна ємність горючих газівЕ-2061Кожух: R 52.7b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС) змійовик: ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)D = 2400 мм, L = 9690 мм, V = 40 м3 Змеевик: труба ø30х2,9 мм, L=5000 мм, F=5 м2 Кожух: Рраcч.= 0,29 МПа, Рраб.= 0,05 МПа, Трозр.= 200°С, Траб.=200°С Змійовик:, Ррозр.= 0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа, Трозр.= 165°С, Траб.= 150°СЄмність антівспенівателяЕ-2071Кожух: 11416 (вітч. аналог: ст.20), R 52.6b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)D =1200 мм, L = 4666 мм, V = 5 м3, Змеевик: труба ø25х2,6 мм, L= 900 мм, Кожух: Ррозр.= гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 50°С, Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.= 0,5: Ррозр.= 0,6 МПа, Рраб.= 0,5МПа, Трозр.= 165°С, Траб.=150°СЄмність парового конденсатуЕ-2091Кожух-днища: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС) змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)D =1200 мм, L = 4666 мм, V = 5 м3, Змійовик: труба ø25х2,6 мм, L= 900 мм, Кожух: Ррозр.= гідростат. Рраб.= атм., Трозр.= 50°С, Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.= 0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С, Траб.=150°СЄмність охолоджуючої рідиниЕ-2101Кожух-днища: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)D =1200 мм, L = 4660 мм, V = 5 м3, Ррозр. = гідростат. Рраб.= атм. Трозр. = 50°С, Траб.=50°СФакельна ємність сірководневаЕ-2141Кожух: R 52.7b (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), змійовик: ТТSt35V (вітч. аналог: 09Г2С, 10Г2)Dвнут = 2400 мм, L = 9690 мм, V = 40 м3, Змійовик: труба ø30х2,9 мм, L= 5000 мм, Fто=5 м2, Кожух:Ррозр.= 0,3 МПа, Рраб.= атм. Трозр.= 200°С, Траб.= 200°С, Змійовик: Ррозр.= 0,59 МПа, Рраб.= 0,5 МПа , Трозр.= 165°С, Траб.=150°СДеаератор з холодильникомЕ-2151Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)Dвнут = 1200 мм, L = 3690 мм, V = 4,3 м3, Холодильник: F=1,26 м2, Ємність: Корпус: Ррозр. =0,3МПа, Рраб.= 0,05 МПа, Трозр. = 120°С, Траб.=120°С, Змійовик: Ррозр. = 0,6 МПа, Рраб.= 0,5 МПа, Трозр. = 160 °С, Траб.= 150°С, Холодильник: Корпус: Ррозр. = 0,5 МПа, Рраб.= 0,05 МПа, Трозр. = 40°С, Траб.=40°С, Змійовик: Ррозр. = 0, МПа, Рраб.= 0,35 МПа, Трозр. = °С, Траб.= 35°СЄмність повітря для КВПтаАЕ-2161Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), змійовик: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С), R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),Dвнут = 2000 мм, H = 6510 мм, V = 16 м3 Змійовик: труба ø32х2,5 мм, L=2000 мм Кожух: Ррозр.= 1,0 МПа ,Рраб.= 0,8 МПа Трозр.= 50°С Траб.=50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°СЄмність масла для турбокомпресораЕ-2181Кожух: 11416.1 (вітч. аналог: ст.20)Н = 2200 мм, L = 1500 мм, В = 1500 мм, V = 5 м3. Ррозр. = гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 40°С Траб.=40°СЄмність масла для турбокомпресораЕ-2191Кожух: 11416.1 (вітч. аналог: ст.20)Н = 2200 мм, L = 1500 мм, В = 1500 мм, V = 5 м3. Ррозр. = гідростат. Рраб.= атм. Трозр.= 40°С Траб.=40°СДемпферна ємністьЕ-2201Кожух: 11369.1 (вітч. аналог: 09Г2С)D = 377,9 мм, Н = 1740 мм, V = 0,1 м3 Ррозр. = 6,4 МПа Рраб.= до1,5 МПа Трозр. = 50°С Траб.=50°ССепаратор продуктовийС-2011Кожух: 12ХМ-3D=3200 мм, L=7050 мм, V=50 м3 Ррозр.= 6,3 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= до 280°ССепаратор продуктовыйС-2021Кожух: R 52.46 (вітч. аналог 16ГС), змійовик: OLT 35K, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т) D=3000 мм, H=10185 мм, V=60 м3 Кожух: Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= до50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°ССепаратор циркуляційного газуС-2031Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), внутр. оборуд.: сталь кл.11+спец. текстильный материалD=1200 мм, H=7340 мм, V=6,5 м3 Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 40°ССепаратор циркуляційного газуС-203А1Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), внутр. оборуд.: сталь кл.11+спец. текстильный материалD=1200 мм, H=7340 мм, V=6,5 м3 Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.=40°ССепаратор відбору пробС-2041Корпус: OLT 35R (вітч. аналог 09Г2С) Днища: R52.6а (вітч. аналог 09Г2С/16ГС)D=324 мм, H=1330 мм, V=0,032 м3 Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С Сепаратор відбору пробС-204А1Корпус: OLT 35R (вітч. аналог 09Г2С) Днища: R52.6а (вітч. аналог 09Г2С/16ГС)D=324 мм, H=1330 мм, V=0,032 м3 Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°ССепаратор бензинуС-2051Кожух: R 52.7а (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), змійовик: TTSt.35V, відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)Dвнут =2400 мм, L=7678 мм, V=32 м3 Кожух: Ррозр.= 1,08 МПа Рраб= до 0,7 МПа Трозр.= 100°С Траб.=50°С, Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°ССепаратор насиченого розчину МЕАС-2071Кожух: R 52.6b (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), відбійник: 17246 (вітч. аналог 12Х18Н10Т)D=3000 мм, H=11000 мм, V=50 м3 Кожух: Ррозр.= 1,08 МПа Рраб.= до 0,7 МПа Трозр.= 60°С Траб.= до 50°С Змійовик: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.=150°ССепаратор паливного газуС-2161Ст.20D=2000 мм, H=5500 мм, V=16 м3 Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 60°С Траб.= до 60°СРозділова ємність стабільного дизельного паливаС-2251Сталь вуглецеваD = 3000 мм, L = 10000 мм, V = 80 м3 Ррозр. = до 0,6 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр. = 100°С Траб.=100°СТеплообмінник сировиниТ-201/1,21 здвоєнийКожух :15121+17247 (вітч. аналог 12ХМ+08Х18Н10Т), трубы: 17248 (вітч. аналог 08Х18Н10Т), решітка: 17248 (вітч. аналог 08Х18Н10Т), камери: 15121+17247 (вітч. аналог 12ХМ+08Х18Н10Т) Dвнут = 1312 мм, Lтр = 6000 мм, F = 621м2 х 2 = 1242 м2. Цикл реакції: Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.=5,5 МПа Трозр.= 340°С Траб.=от 200°С до 320°С Трубний простір: Ррозр.= 6,325 МПа, Рраб.=4,56-4,19 МПа Трозр.= 425°С Траб.=от 400°С до 250°С Теплообмінник сировиниТ-202/1,21 здвоєнийКожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)Dвнут = 1036 мм, Lтр = 6000 мм, F = 387 м2х2 = 774 м2. Корпус: Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 165°С Траб.= до 165°С Трубний простір: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= 250°СТеплообмінник сировиниТ-202/3,41 здвоєнийКожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС)Dвнут = 1036 мм, Lтр = 6000 мм, F = 387 м2х2 = 774 м2. Корпус: Ррозр.= 5,5МПа Рраб.= до 5,5 МПа Трозр.= 165 С Траб.= от 500С до 130°С Трубний простір: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= от 180°С до 140°СТеплообмінник сумішіТ-2051Кожух :11419.1 +17020 (вітч. аналог 16ГС+08Х18Н10Т), труби: 17246.1 (вітч. аналог 12Х18Н10Т), камери: 1419.1+ 17020 (вітч. аналог 16ГС+08Х18Н10Т)Dвнут = 800 мм, Lтр = 6000 мм, F = 194 м2. Корпус: Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.=280 °С Траб.= 170°С Трубний простір: Ррозр.= 5,5 МПа Рраб.= до 1,1 МПа Трозр.=280°С Траб.= 170°СПідігрівач паливного газуТ-2061Кожух :11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12021 (вітч. аналог Ст.10), камери: 1419.1 Dвнут = 600 мм, Lтр = 6000 мм, F = 121 м2. Корпус: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,5 МПа Трозр.= 300°С Траб.= 150°С Трубний простір: Ррозр.= 0,6 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 50°СПовітряний холодильник парогазової сумішіХ-201/1,2,3,4,5,61 блок з 6-ти одиницьТруби: 12022.1, ребра: 424005, камери: 11484.1 Fпо оребрению=2345х3х3=21105 м2 Трубний простір: Ррозр..= 6,325 МПа Рраб.= до 5,5 МПа Трозр..= 260°С Траб.= до 220°С Електродвигун: АОМ - 7206 22 кВт, 965 об/хв, 300 ВХолодильник сумішіХ-202/1,21 здвоєнийКожух: 09Г2С-12 труби: 10Х17Н13М2 Dвнут = 800 мм, Lтр = 6000 мм, F = 176х2=352 м2. Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 40°С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,3 МПа Трозр.= 100°С Траб.= 35°СХолодильник відбору пробХ-2031Кожух: ОLT 35R, змійовик: W1.4541 D = 324 мм, L = 1330 мм (загальна з С-204), F = 0,33 м2. Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 35°С Змійовик: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 425°С Траб.= 400°СХолодильник відбору пробХ-203А1Кожух: ОLT 35R, змійовик: W1.4541 D = 324 мм, L = 1330 мм (загальна з С-204), F = 0,33 м2. Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.=0,45 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 35°С Трубний простір: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 425°С Траб.= 400°СПовітряний холодильник стабільного паливаХ-204/1,2,31 блок з 3-х одиницьТруби: 12022.1(вітч. аналог: ст.20), ребра: 424005, камери: 11484.1 Fпо оребрению = 2345х3х3=21105 м2. Трубний простір: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 120°С Траб.= 120 °С Електродвигун: АОМ - 8106 30 кВт, 965 об/хв, 380 ВХолодильникХ-207/1,21Кожух :17347.4, труби: 17347.4, камери: 11416.1 (вітч. аналог: ст.20) Dвнут = 426 мм, Lтр = 6000 мм, F = 41,5 м2. Корпус: Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.= 0,7 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 75°С Траб.=50°СХолодильник бензину стабілізаційної колониХ-209/1,21 здвоєнийКожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 423239.22+As, камери: 11419.1Dвнут = 700 мм, Lтр = 6000 мм, F = 166х2=332 м2. Корпус: Ррозр.= 1,1 МПа Рраб.= до 0,7 МПа Трозр.= 65°С Траб.= 50 °С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 40°С Траб.= 35°СХолодильник охолоджуючої рідиниХ-210/1,22Кожух: 11419.1(вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12021.1 (вітч. аналог Ст.10), камери: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),.Dвнут = 324 мм, Lтр = 3000 мм, F = 11,7х2=23,4 м2. Корпус: Ррозр.= 1,6 МПа Рраб.= до 0,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50 °С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 45°С Траб.= 35°СХолодильник сірководневої водиХ-2131Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12022.1, камери: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС),Dвнут = 426 мм, Lтр = 6000 мм, Fто = 48 м2. Корпус: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,01 МПа Трозр.= 120°С Траб.=120 °С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 110°С Траб.= 35°СХолодильник антипомпажнийХ-2171Кожух: 11419.1 (вітч. аналог 09Г2С + 16ГС), труби: 12022.1 (вітч. аналог 10Г2 /09Г2С /Ст20), камери: 11419.1D = 800 мм, Lтр = 4000мм F=150 м2. Цикл реакції: Корпус: Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 4,5-5,5 МПа Трозр.= 175°С Траб.= 110 °С Трубний простір: Ррозр.= 0,5 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 40°С Траб.= 35°СПовітряний конденсатор-холодильник стабілізаційної колониХК-2011Труби: 12022.1 (вітч. аналог 10Г2 /09Г2С /Ст20), ребра: 424005, камери: 11484.1F(по оребрению)=2345х3х1=7035 м2. Трубний простір: Ррозр. =1,08 МПа Рраб.= 0,5-0,7 МПа Трозр.=160°С Траб.= 150°С Електродвигун: АОМ - 8106 30 кВт, 965 об/хв, 380 ВМасло охолоджувачМО-1 МО-22Матіриал трубок - латуньГабариты: Н=2881мм, Dвнут = 500 мм F = 43,5 м2. Количество трубок: 440 шт.Масло охолоджувачМО-1А МО-2А2Матіриал трубок - латуньГабариты: Н=2881мм, Dвнут = 500 мм F = 43,5 м2. Количество трубок: 440 шт.Фільтр на всасі ЦК-201Ф-2061Кожух: R52.7a (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), решітка: 08Н 18N 10T (17248.1)Dвнут = 600 мм, H=1900 мм, Ррозр.= 6,325 МПа Рраб.= 5,5 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 45°СФільтр на всасі Н-201/1,2,3,4Ф-207/1,22Кожух: R52.6a (вітч. аналог 09Г2С /16ГС), решітка: 17248Dвнут = 800 мм, H=2525 мм, Ррозр.= 1,8 МПа Рраб.= 0,6 МПа Трозр.= 50°С Траб.= 50°СФільтр самопромивний безперервної дії з зворотним промиванням на оборотній воді II системи (SAB-F450-DN100PN10)F450/11Корпус: 1.4541/1.4571 (А321/А316Ti)Dвнут = 100 мм, H=1344 мм Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 25°С Траб.= 25°СФільтр самопромивний безперервної дії з зворотним промиванням на оборотній воді I системи (SAB-F450-DN100PN10)F450/21Корпус: 1.4541/1.4571 (А321/А316Ti)Dвнут = 100 мм, H=1344 мм Ррозр.= 1,0 МПа Рраб.= 0,45 МПа Трозр.= 25°С Траб.= 25°СПіч трубчастаП-2011Труби: 8Х18Н10Т, змійовик нагріву газу продувки: 15Х5МВертикально-секційна піч Кількість секцій: 2 шт / Теплова потужність: 8,8 Гкал /год. Продуктивність по продукту: 260780 кг/год. Паливо: ГазНасос сировини НСД 200/700-1Б-ХОНТ вик.У2, відцентровий, горизонтальнийН-201/1,2,333 Сталь 40ХQ = 174 м3/год, Н = 630 м ст. рід. Траб.= 60°С Електродвигун: ВАО2 450-ЛВ2 N = 400 кВт, n = 2950 об/хв, 6000ВНасос сировини НСД 200/700-1Б-ХОТ вик.У2, відцентровий, горизонтальнийН-201/413 Сталь 40ХQ = 174 м3/год, Н = 630 м ст. рід. Траб.= 60°С Електродвигун: ВАО2-450 ЛВ2 N = 400 кВт, n = 2850 об/хв, 6000ВНасос зрошення стабілізаційної колони К-201 CNF50-315, герметичний, одноступінчатийН-203/1,221.4408 1.4571Q =32 м3/год, Н = 108 м ст. рід. Траб.= 40°С Електродвигун: СКР Х74m-2 N = 25,5 кВт, n = 2910 об/хв, 380ВНасос подачі розчину МЕА в К-202 НПС 120/65-750, відцентровий, горизонтальнийН-204/1,22Сталь 40Х Отливка 25Л-11Q = 120 м3/год, Н= 750 м ст. рід. Траб.= 35 °С Електродвигун: ВАО2-450LB-2, N =400 кВт, n = 2960 об/хв, 380ВНасос подачі розчину МЕА в К-203 и в К-204 НК 65/35 - 125Г-2а СОП, відцентровий, горизонтальнийН-205/1,22Сталь 40Х вуглицеваQ = 35 м3/год, Н = 125 м ст. рід. Траб.= 50 °С Електродвигун: ВАО-81-2, N = 40 кВт, n = 2950 об/хв, 380ВНасос подачі присадки CN 32-250, герметичний, одноступінчатийН-207/1,221.4408 1.4571Q = 3 м3/год, Н= 70 м ст. рід. Траб.= 40°С Електродвигун: CКР 54m-2, N = 6,1 кВт, n = 2750 об/хв, 380ВНасос відкачування бензину з колони К-206 CN 32-250, герметичний, одноступінчатийН-208/1,221.4408 1.4571Q = 5 м3/год, Н = 65 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: CКР 54m-2, N = 6,1 кВт, n = 2750 об/хв, 380ВНасос відкачування і подачі МЕА, ПМС, ДМДС PIM G 3900 A/11 Ex, поршневий, дозувальнийН-2091Q = 3,9 м3/год, Н = 15 ата, Траб.= 40°С, Електродвигун: D3A 160M-4, N = 11 кВт, n = 2910 об/хв, 380ВНасос охолоджуючої рідини ЦГ 25/50-К-5,5-2 герметичний, одноступінчатий Н-210/1,22Сталь 12Х18Н10ТQ = 25 м3/год, Н = 50 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: N = 5,5 кВт, n = 2900 об/хв, 380В Насос подачі конденсату на промивку Х-201/1,2,3 НК 65/35-70С, відцентровий, консольний, горизонтальнийН-2121Сталь 20 (вуглицева)Q = 35 м3/год, Н = 70 м ст. рід. Траб.= 50°С, Електродвигун: ВА 180 S2N N= 22 кВт, n = 2950 об/хв, 380В Насос некондиційної сировини N100-250, відцентровий, всмоктуючий, одноступінчатийН-2141GS-C25 1.44 08 C 45NQ = 250м3/год, Н= 77 м ст. рід. Траб.= 60°С, Електродвигун: DAM 280SX2, N = 75 кВт, n = 2980 об/хв, 380ВНасос дренажу 2НВ 9х4, відцентровий, вертикальнийН-2151Сталь 40 вуглицева Q = 40 м3/год, Н = 46 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: ВАО-61-4, N = 13 кВт, n = 1460 об/хв, 380В Насос відкачування розчину МЕА з К-204 CN32-250, герметичний, одноступінчатийН-216/1,221.4408Q = 5 м3/год, Н = 67 м ст. рід. Траб.= 45°С, Електродвигун: CКРХ 54М-2, N = 6,1 кВт,n = 2750 об/хв, 380В Насос подачі мастила 100 ZOP -630 -16 -LO -00 FEН-2211Q = 35 м3/год, Н= 100 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: 1МJ4 207 N = 2,2 кВт, n = 975 об/хв, 380ВНасос подачи мастила I ZOP -32 -10 -LO -02 -FEН-223/1,22Вуглец. стальQ = 0,55 л/сек Н = 50 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: ASA-100L-6, N = 1,5 кВт, n = 955 об/хв, 380ВНасос відкачування стабільного дизельного палива НК 560/335-120-В-2в СОНТ У2, відцентровий нафтовий консольнийН-225/1,22Сталь 40Х вуглецеваQ = 335 м3/год, Н= 99 м ст. рід. Траб.= 40°С, Електродвигун: ВАО 52-2-У2 N = 132 кВт, n = 2950 об/хв, 380ВКомпресор циркуляційного газу 5RSA-39РИНА, відцентровийЦК-2011422430 422420 12020.9Цикл реакції: Q = 80000 м3/год, Рвc. = 3,4-4,5 МПа. Твс.= 45оС, наг. = 4,5-5,5 МПа, Тнаг.= 100оС, n = 11800 об/хв, Електродвигун 2V 225-04H, N = 2200 кВт, n = 1490 об/хв 6000В

. Автоматизація реакційного вузла


Вибір та обгрунтування параметрів процесу.

Контроль технологічного процесу включає такі види контролю:

Аналітичний контроль технологічного процесу, що включає в себе лабораторний контроль технологічного процесу, контроль процесу за допомогою поточних газоаналізаторів, контроль повітряного середовища в приміщеннях і на території установок за допомогою автоматизованих газоаналізаторів, лабораторний аналіз повітря в будівлях і на майданчику;

Контроль технологічного процесу за допомогою систем сигналізації та блокувань.

Регулювання основних параметрів процесу.

На установках гідроочищення дизельних палив прийнята комплексна автоматизація процесу, яка досягається централізацією управління технологічним процесом, широким застосуванням схем каскадного і взаємопов'язаного регулювання, що базуються на приладах малогабаритної уніфікованої системи, і використання аналізаторів фізико-хімічного складу речовин.

Основним фактором, що впливає на якість одержуваного продукту, є температура в реакторі. Регулювання заданої температури на вході в реактор здійснюється автоматично шляхом зміни подачі опалювального газу до форсуно к реакторної печі. Температурний режим в реакторі по висоті і по перетину контролюють багатозонними термопарами. Опір в реакторі визначається перепадом тиску за допомогою дифманометра.

Для забезпечення нормального процесу нагрівання продуктів у печах і правильного горіння палива передбачені відповідні контрольно-вимірювальні прилади і автоматика. Температура нагріву продукту в печі автоматично регулюється подачею топлівного газу до пальників печі. Контроль за нагріванням продукту в паралельних потоках здійснюється за допомогою термопар, установлених на виході продукту з печі по кожному потоку.

Температуру продуктів згоряння контролюють за допомогою термопар, встановлених на виході з радіантних камер (над перевалами) і на виході з конвекційної камери. У цих же точках контролюють розрідження димових газів.

Постійний тиск паливного газу підтримується автоматично регулятором тиску. Температура нагріву палива в підігрівачі паливного газу регулюється клапаном, встановленим на лінії подачі пари до підігрівника. Процес горіння палива в печі контролюється автоматичними газоаналізаторами за змістом окису вуглецю і кисню в димових газах, що виходять з конвекційних камер. Для налагодження роботи пальників на трубопроводах газу перед входом в пальник встановлюють манометри.

Для підтримки режиму стабілізаційної колони, працюючою з гарячим струменем, необхідно: подавати в колону визначену кількість зрошення, причому основним регульованим параметром є витрата зрошення, а заданим - витрата живлення; подачу тепла автоматично регулювати температурою на тарілці випарної секції колони; контролювати і регулювати температуру, тиск і рівень рідини в нижній частині колони.

Автоматизація реакторного блоку гідроочищення.

На малюнку 1 представлена функціональна схема автоматизації реакторного блоку установки гідроочищення дизельного палива (спрощенно), де з прямогонного дизельного палива видаляються сірчисті та інші сполуки. Показником ефективності цього процесу є склад гідроочищеного палива (гідрогенізату).


Малюнок 1 - Автоматизація реакторного блоку гідроочищення


Сировина, витрата якої стабілізується (позиція 1-5), смішується в трійнику змішання з циркуляційним водневовмісним газом, і газосировинна суміш, пройшовши попередньо теплообмінник Т- 201/1,2 , нагрівається в печі П-201 до температури реакції (регулятор температури поз. 3-1 ... 3-6 управляє подачею палива в піч ) і надходить у реактори Р- 201А і Р- 201 (оскільки автоматизація обох реакторів аналогічна, вона показана на прикладі реактора Р- 201А ). У реакторах сірка, яка знаходиться в дизельному паливі, з'єднується з воднем циркуляційного газу. При роботі реакторів особливу увагу приділяють контролю їх теплового режиму - всередині них встановлені багатозонні термоелектричні перетворювачі, підключені до багатоточковому автоматичному потенціометру ( позиція 4 - 1 , 4 - 2 і 7-1 , 7-2 ). У багатьох точках вимірюється і температура зовнішніх стінок реакторів ( позиція 5-1 ... 5-13 , 6-1 ... 6-13 ). Стан каталізатора ( ступінь його закоксування ) побічно оцінюють за величиною перепаду тисків на вході і виході реакторів (позиція 8-1 ... 8-2) . Перед поділом продуктів реакції їх тепло використовується для нагрівання газосировинної суміші в теплообміннику Т- 201/1,2 , а поділ їх відбувається в сепараторах С- 201 і С -202. З верхньої частини сепаратора С- 201 відводиться насичений сірководнем циркуляційний газ, а знизу гидрогенизат, який в сепараторі С-202 частково звільняється від розчиненого в ньому так званого жирного газу, що містить ряд компонентів. З сепаратора С-202 гідроочищенедизельне паливо направляється на стабілізацію. Рівень у сепараторах регулюється відбором гідрогенізату, а тиск - скиданням газу. Відхилення рівня сигналізується ( позиція 10-5 ... 10-7 ... 11-5 ... 11-7 ) , як і ряд інших параметрів процесу.

Вибір та обгрунтування технічних засобів автоматизації

Сучасна розподілена багаторівнева автоматизована система управління, підтримувана обладнанням та програмними продуктами різних фірм, таких як Honeywell, Modicon, Alan Bredly, Rosemount Fisher, Wika і т.ін.

НРМ працює з наступними типами ЮР: DI, DI SOE, DO, HLAI, LLAI, АТ, LLMUX, PI, SDI, SI і STI.

РМ - Process Manager; АРМ - Advanced Process Manager - це попередні виконання менеджер. Процесу фірми Honeywell .

Користувачі мережі мають доступ до даних LCN реального часу через мнемосхеми, електронні таблиці або інші програми третіх будів.

Основний модуль в системі TPS, що працює в середовищі Windows NT, безпосередньо підключається до загальнозаводської комп'ютерної мережі (PIN) та локальної мережі управління реального часу фірми Honeywell (LCN). GUS побудована за стандартами Microsoft Desktop і представляє новий стандарт інтерфейсу оператора. На одну GUS одночасно може бути викликано до чотирьох користувальницьких мнемосхем. GUS є двухпроцессорной системою: LCNP, який управляє мережевою операційною системою реального часу Honeywell - RNOS і процесор ПК, який управляє Windows NT, дисплейним програмним забезпеченням GUS, додатками третіх сторін і виводить всю відео інформацію на екран. GUS працює з програмним забезпеченням LCN R510 і вище.


. Використання ЕОМ у дипломному проекті


У дипломному проекті використані наступні програми для розрахунку формул:

Microsoft Exsel;

Microsoft Equation 3.0.

Графічна частина проекту (креслення технологічної схеми, основного апарату, допоміжного обладнання) виконана за допомогою програми Auto CAD.

Ресурсозбереження і охорона навколишнього середовища


Таблиця 13 - Характеристика токсичних властивостей вихідної сировини, матеріалів, реагентів, каталізаторів, напівфабрикатів, продукції, що виготовляється і відходів виробництва.

Найменування вихідної сировини, матеріалів, реагентів, каталізаторів, напівфабрикатів, продукції, що виготовляється, відходів виробництваКлас небезпеки (ГОСТ 12.1.007)Агрегатний стан при нормальних умовахГДК в повітрі робочої зони, мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88)Характеристика токсичності, вплив на організм людини, (НД)1. Прямогонний фракція з межами википання 180(230)-370°С4Рідина300 (пари)Подразнює слизову оболонку і шкіру людини. Діє на центральну нервову систему.2. Прямогонний фракція з межами википання 140-270°С4Рідина300 (пари)Подразнює слизову оболонку і шкіру людини. Діє на центральну нервову систему.3. Водневовмісний газ4Газ300Надає наркотичну дію. При високій концентрації водню, метану може викликати задуху через нестачу кисню.4. Сірководень2 3 (в суміші з вуглеводнями С1-С5)Газ10 3 (в суміші з вуглеводнями С1-С5)Сірководень подразнює слизові оболонки дихальних шляхів і очей, діє на нервові центри контролюючі дихання і серцеву діяльність. Ознаки отруєння: різь в очах, світлобоязнь, головний біль, кашель, серцебиття; спостерігається нудота, блювота, слабкість втрата свідомості. При концентрації Н2S 1000 мг/м3 і вище отруєння настає миттєво - втрата свідомості, не встигнувши покликати на допомогу.5. Розчин моноетаноламіна (МЕА) насичений сірководнем2Рідина0,5 (по МЕА)При попаданні на шкіру і в очі викликає роздратування шкірного покриву і слизової оболонки очей. Токсична дія моноетаноламіна характеризується ураженням центральної нервової системи, печінки, нирок. Викликає захворювання шкіри. Насичений сірководнем розчин моноетаноламіна інтенсивно виділяє Н2S. Сірководень подразнює слизові оболонки дихальних шляхів і очей, діє на нервові центри контролюючі дихання і серцеву діяльність. При сильному отруєнні спостерігається: нудота, блювання, втрата свідомості.6. Розчин моноетаноламіна (МЕА) регенерований2Рідина0,5 (по МЕА)При попаданні на шкіру і в очі викликає роздратування шкірного покриву і слизової оболонки очей. Токсична дія моноетаноламіна характеризується ураженням центральної нервової системи, печінки, нирок. Викликає захворювання шкіри.7. Азот технічний -Газ-Інертний газ, нетоксичний. При великих концентраціях через нестачу кисню викликає задуху.8. Паливний газ 4Газ 300 Наркотична дія. Прискорене серцебиття, задишка, при високих концентраціях метан може викликати задуху через нестачу кисню.9. Етиленгліколь3Рідина5Етиленгліколь отруйний, має наркотичну дію . Небезпечний при : - Вдиханні (слабкість, головний біль, запаморочення, задишка, серцебиття, болі в грудях), - Ковтанні (нудота, пронос, слабкість), - Попаданні на шкіру (почервоніння, набряк), - Попаданні в очі (різь, сльозотеча). При попаданні всередину може викликати хронічне отруєння з ураженням життєво важливих органів (діє на судини, нирки, нервову систему). Етиленгліколь може проникати через шкірні покриви. Через низьку пружність парів не представляє небезпеки гострих отруєнь при вдиханні.11. Масло турбінне Тп-304 (пари вуглеводнів) 3 (масляний туман)Рідина300 (пари вуглеводнів) 5 (масляний туман)Не токсичне. Вдихання летких вуглеводнів, що входять до складу масел і утворюються при загартування нагрітих деталей, викликає загальну слабкість, втома, головний біль.12. Масло індустріальне І-20А, І-40А4 (пари вуглеводнів) 3 (масляний туман)Рідина300 (пари вуглеводнів) 5 (масляний туман)Не токсичне. Вдихання летких вуглеводнів, що входять до складу масел і утворюються при загартування нагрітих деталей, викликає загальну слабкість, втома, головний біль.13. Присадка ПМС-200А (антівспеніватель)4РідинаНе визначенаІнертна рідина не має токсичної дії на шкіру і слизові оболонки очей.14. Присадка депрессорнойдиспергуюча (Infineum R478 або інш.)Не визначенРідинаНе визначенаНе визначена15. Діметілдісульфід (сульфідуючий реагент)2Рідина0,7 (при одноразовому впливі)Надає отруйну дію на організм людини. При гострому отруєнні - роздратування, порушення координації руху, бічне положення, порушення дихання. Дратує шкіру, проникаючи через неї, викликає типову картину отруєння.16. . Каталізатор гідроочищення (алюмокобальтмолібденовий або алюмонікельмолібденовий)4 (за основною речовиною оксиду алюмінію)Тверда речовинаНе визначенаКаталізатор за змістом і токсичності основних компонентів відносяться до малонебезпечних речовин для людини і навколишнього середовища. Основний компонентоксид алюмінію викликає подразнення органів дихання, шкіри і слизових оболонок.17. Каталізатор захисного верхнього шару (окис алюмінію і кремнію)4 (за основною речовиною оксиду алюмінію)Тверда речовинаНе визначенаКаталізатор за змістом і токсичності основних компонентів відносяться до малонебезпечних речовин для людини і навколишнього середовища. Основний компонентоксид алюмінію викликає подразнення органів дихання, шкіри і слизових оболонок.18. Бензин (при перегонці нафтової фракції 230-360°С, і фракції 140-270°С)4Рідина100 (пари)Пари бензинів викликають наркотичну дію. При легкому отруєнні відчувається головний біль, запаморочення, психічне збудження, безпричинна веселість, сухість у роті, нудоту. При високих концентраціях пари бензину можливі блискавичні отруєння. Настає втрата свідомості, смерть.19. Вуглеводневий газ4Газ300 Наркотична дія. При високій концентрації метан може викликати задуху через нестачу кисню.20. Компонент дизельного палива4Рідина300 (пары)Подразнює слизові оболонки і шкіру людини. Впливає на центральну нервову систему.21. Компонент палива ТС-1 сумішевого (гідроочищених фракція 140-270°С)4Рідина300 (пари)Подразнює слизові оболонки і шкіру людини. Впливає на центральну нервову систему.

Таблиця 14 - Тверді і рідкі відходи виробництва.

Найменування відходівМісце складування, транспорт, тараУмова (метод) і місце поховання, знешкодження, утилізаціїПримітка1.Отработанний каталізатор гідроочищення (алюмокобальт-молібденовий або алюмонікельмолібденовий) і каталізатор верхнього шару (окис алюмінію і кремнію). Клас небезпеки - IV Код - 2320.2.9.13Складується у міру накопичення на майданчику тимчасового зберігання цеху, бочки. Вивозиться залізничним та автомобільним транспортомРеалізація спеціалізованим підприємствам для вилучення металівПри утилізації витягуються містяться у відпрацьованому каталізаторі ресурсоцінні метали2.Лампи люмінесцентні та відходи, що містять ртуть (лампи дугові натрієві відпрацьовані) Клас небезпеки - I Код - 7710.3.1.26Складується у міру накопичення в металевому контейнері. Вивозиться спеціалізованим транспортомПрямує на спеціалізовані підприємства для переробки та утилізації-

Таблиця 15 - Стічні води на виробництві.

Найменування скидалися стічні води, джерелоКількість стоків м3/годУмови (метод) ліквідації, знешкодження, утилізаціїПеріодичність скидівНапрямок скиданняВстановлена норма вмісту забруднень в стоках1. Водяний конденсат2 (при 45oC)Очищення на очисних спорудах заводуУ міру утворенняУ промканалізацію I системиАмонійні солі - не більше 200 мг/дм3 Нафтопродукти - сліди Сірководень Н2S - сліди2. Вода після пропарювання і промивання апаратури5-8 (при 45oC)Очищення на очисних спорудах заводу1-2 рази на рікУ промканалізацію I системиНафтопродукти - не більше 200 мг/дм3 водневий показник рН - не більше 8,5 Амонійні солі - не більше 200 мг/дм33. Вода після прибирання приміщень насосної і компресорної1,5Очищення на очисних спорудах заводуОдин раз на добуУ промканалізацію I системиНафтопродукти - сліди водневий показник рН - не більше 8,54. Зливові води з території установки1,3Очищення на очисних спорудах заводу-У промканалізацію I системи-

Таблиця 16 - Викиди в атмосферу.

Найменування викиду, джерелоКількість викидів за видами, т/рік (г/сек)ПеріодичністьУмова (метод) і місце ліквідації, знешкодження, утилізаціїВстановлена норма вмісту забруднень у викидах, мг/м31. Джерело №0011 Двосекційна технологічна піч П-201 (секції: 200, 201) Дымові гази. У тому числі:Сумарний об'єм димових газів: Qс=16,97 нм3/с (61092 нм3/ч) Т=320°СПостійноРозсіювання в атмосфері. Викид димових газів через димову трубу Висота 40 м Діаметр 0,94 мметан1,3005 (0,0565)ГДК р.з. =300 мг/м3;ангідрид сірковий (SO2)53,0610 (2,8163)ГДК р.з SO2.=10 мг/м3;Вуглецю окис (СО)8,0060 (0,3478)ГДК р.з СО = 20 мг/м3;азоту оксиди (в перерахунку на NO2)94,2482 (4,0939)ГДК р.з. =5 мг/м3 (в перерахунку на NO2)2. Джерело № 0014 Вентиляційні викиди з компресорної метан1,8189 (0,0867)ПостійноРозсіювання в атмосфері. Викид через вентиляційну трубу на висоті 17,2 мГДК р.з. = 300 мг/м33. Джерело № 6004 Викиди з ємності Е-210 граничні вуглеводні С12-С194,8*10-6 (1,65*10-4)ПостійноРозсіювання в атмосфері неорганізований викидГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)4. Джерело № 6023 Викиди з ємності Е-205 граничні вуглеводні С12-С190,0240 (0,0023)ПостійноРассеивание в атмосфере. Неорганизованный выброс на высоте 10,0 мГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)5. Источник № 6024 Выбросы МЭА из емкости Е-202 моноэтанолахв9,0*10-6 (2,64*10-6)ПостійноРозсіювання в атмосфері неорганізований викид на висоті 15,0мГДК р.з. = 0,5 мг/м36. Джерело № 6025 Викиди від маслобака. вуглеводні граничні С12-С190,0104 (0,0004)ПостійноРозсіювання в атмосфері неорганізований викид на висотіГДКмакс.разов. = 1,0 мг/м3 (в перерахунку на сумарний органічний вуглець), (для атмосфери повітря населених місць)7. Джерело № 6026 Викиди з приймальної ємності МЕА Е-202 моноетаноламін1,24*10-5 (5,52*10-6)ПостійноРозсіювання в атмосфері неорганізований викид на висоті 7,0 мГДК р.з. = 0,5 мг/м3;8. Джерело № 6027 Викиди від нещільностей обладнання (апаратний двір) У тому числі: бензин нафтовий114,9684 (7,5040)ПостійноРозсіювання в атмосфері неорганізований викид на висоті 20,0мГДК р.з. = 100 мг/м3; (Бензин нафтової малосернистого в перерахунку на вуглець)


. Техніко-економічне обґрунтування виробництва


Розрахунок балансу робочого часу робітника

Розрахунок робочого часу робітника здійснюється для шестигодинного робочого дня при восьмигодинній робочій зміні. Розрахунок виконується в таблиці 17.


Таблиця 17 - Баланс робочого часу робітника.

ПоказникиДніГодини1 Кількість календарних днів 2 Вихідні дні (за графіком) 3 Номінальний фонд робочого часу 4 Невиходи на роботу, з них - відпустки - виконання державних обовязків - захворювання Разом 5 Ефективний фонд часу за рік365 135 230 24 2 6 32 1982920 1080 1840 192 16 48 256 1584

Коефіцієнт переходу від явочної чисельності до спискової визначається за формулою


,(56)


де Тном = 230 днів - номінальний фонд робочого часу;

Теф = 198 днів - ефективний фонд робочого часу.

Розрахунок чисельності промислово-виробничого персоналу

Чисельність робітників технологічної установки визначається на підставі нормативу штату, тривалості робочого дня, балансу робочого часу, кількості бригад.

Розрахунок чисельності робітників технологічної установки виконується в таблиці 18, а керівників і фахівців установки в таблиці 19.

Розрахунок фонду заробітної плати промислово-виробничого персоналу

Річний фонд заробітної плати основним виробничим робітникам розраховується на підставі діючих тарифних ставок та ефективного робочого часу.


Таблиця 18 - Розрахунок чисельності робітників технологічної установки.

Назва професіїТарифний розрядЯвочна чисельність, осібЧисельність штата, осібКоефіцієнт переходуСпискова чисельність, осібзмінадоба1 Старший оператор61351,1662 Оператор526101,16123 Оператор426101,16124 Машиніст насосів51351,1665 Машиніст компресорів51351,166Разом7213542

Таблиця 19 - Розрахунок чисельності керівників і фахівців.

Назва посадЯвочна чисельність, осібСпискова чисельність, осібзмінадоба1 Начальник установки 2 Механік установки Разом1 1 21 1 21 1 2

Розрахунок заробітної плати наведений на прикладі старшого оператора технологічної установки.

Річний фонд заробітної плати визначається за формулою


грн,(57)


Де Фосн - фонд основної заробітної плати, грн;

Фдод - фонд додаткової заробітної плати, грн.;

Фвідп - фонд оплати відпусток та днів виконання державних обовязків, грн.

Основна заробітна плата - це винагорода за виконану роботу відповідно до встановлених норм праці (часу, виробітку, обслуговування), посадових зобовязань. Вона встановлюється у вигляді тарифних ставок (окладів) і відрядних розцінок для робітників і посадових окладів для службовців.

Фонд основної заробітної плати визначається за формулою:


,(58)


Де Чсп = 6 осіб - спискова чисельність робітників;

Тст = 12,0 грн - - годинна тарифна ставка;

Теф =1584 год. - ефективний фонд робочого час.

Додаткова заробітна плата - це винагорода за працю понад встановлені норми, за трудові досягнення і винахідництво, гарантійні й компенсаційні виплати, передбачені чинним законодавством, премії за виконання виробничих завдань і функцій.


(59)


Де П - сума премії, грн.;

Дв- доплата за роботу у вечірній та нічний час, грн;

Дсв - доплата за роботу у святкові дні, грн;

Д бр - доплата за керівництво бригадою, грн.

Розмір премії за 100% виконання плану планується у розмірі 15% від оплати за тарифом і розраховується за формулою


(60)


Де %Пр = 15 - плануємий відсоток премії.

Доплата за роботу у вечірній та нічний час


, (61)


Де % Дв =20 - відсоток доплати за роботу у вечірній та нічний час.

Доплата за роботу у святкові дні


(62)


Де tзм = 8 год. - тривалість робочої зміни;зм = 3 - кількість змін на добу;

Дсв = 10 дн. - кількість святкових днів на рік;

Чяв = 1 осіб - явочна чисельність робітників на зміну.

Доплата за керівництво бригадою, яка містить менше 10 чоловік планується у розмірі 5% від оплати за тарифом. Якщо склад бригади більше 10 чоловік, то відсоток доплати за керівництво бригадою планується у розмірі 10%.


(63)


Де % Бр = 5 - плануємий відсоток за керівництво бригадою;

Чбр - чисельність бригадирів, осіб.

Результати отримані внаслідок розрахунку формул (60)-(63) підставляються в формулу (59) і результат складає:

Фонд оплати чергових відпусток та днів виконання державних обовязків розраховується за формулою

(64)


Де ДВ = 26 дн. - тривалість чергової відпустки та днів виконання державних обовязків.

Результати отримані внаслідок розрахунку формул (58) - (59) та (64) підставляються в формулу (57) і результат складає:

Розрахунок річного фонду заробітної плати робітників технологічної установки виконується в таблиці 20.


Таблиця 20 - Розрахунок річного фонду заробітної плати робітників технологічної установки.

Назва професійСпискова чисельність, чол.Умови праціТарифний розрядГодинна тарифна ставка, грнТреба відпрацюватиФонд заробітної плати за тарифом, грнодним робітникомвсіма робітниками1 Старший оператор6шк612,0158495041140482 Оператор12шк59,23158419008175443,843 Оператор12шк47,10158419008134956,84 Машиніст насосів6шк59,231584950487721,925 Машиніст компресорів6шк59,231584950487721,92Разом42599892,48

Таблиця 21

Назва професійДоплати до додаткової заробітної плати, грнФонд додаткової заробітної плати, грн Фонд оплати відпусток, грн за роботу в вечірній та нічний час, грнРічний фонд заробітної плати, гон за роботу в святкові дні, грн%премія, грнза роботу в вечірній та нічний час, грнза роботу в святкові дні, грн%1 Старший оператор1517107,2022809,62880,01517107,222809,62880,02 Оператор1526316,5835088,774430,41526316,535088,74430,43 Оператор1520243,5226991,363408,01520243,526991,33408,04 Машиніст насосів1513158,2917544,382215,21513158,217544,32215,25 Машиніст компресорів1513158,2917544,382215,21513158,217544,32215,2Разом89983,87119978,515148,889983,8119978,515148,8

Річний фонд заробітної плати керівників і фахівців визначається на підставі штатної чисельності і посадових окладів.

Приклад розрахунку річного фонду заробітної плати наведений для начальника установки.

Річний фонд заробітної плати для керівника розраховується за формулою 57.

Фонд основної заробітної плати керівників і фахівців становить


(65)


Де Опос = 3030 грн - посадовий оклад;

Чсп = 1 ос. - спискова чисельність керівників;

- кількість робочих місяців.

Фонд оплати чергової відпустки та днів виконання державних обовязків для керівників та фахівців визначається за формулою (64)



Річний фонд заробітної плати становить:

Розрахунок річного фонду заробітної плати керівників і фахівців виконується в таблиці 22.


Таблиця 22 - Розрахунок річного фонду заробітної плати керівників і фахівців.

Назва посадСпискова чисельність, осібПосадовий оклад, грнФонд основної заробітної плати, грнФонд оплати відпусток, грнРічний фонд заробітної плати, грн1 Начальник установки13030,033330,02441,1035771,12 Механік установки12960,032560,02384,6834944,0Разом265890,04825,1070715,1

Розрахунок виробничої програми

Виробнича програма технологічної установки розраховується на підставі річної продуктивності установки та вихідних даних про відбір основної та попутної продукції.


Таблиця 23 - Розрахунок виробничої програми.

Вид сировини і продукціїВідсотки відбору, %Річний обсяг, ис. т1 Поступило: прямогонна дизельна фракція Водневовмісний газ у тому числі 100% Н2100 0,74 0,212050 15,17 4,305Разом100,952069,4752 Отримано: Основна продукція дизельне паливо 98,87 2026,835Разом98,872026,8352.1 Попутна продукція: сірководень вуглеводневий газ бензин відгін 0,58 0,95 0,55 11,89 19,475 11,275Разом2,0842,64Всього100,952069,475

Розрахунок структури основних фондів

Структура основних виробничих фондів визначається часткою кожної групи основних фондів у загальній вартості. Наприклад, будівлі в загальній вартості основних фондів складають:


(66)


де ОФбуд = 48269,716 тис. грн - вартість будівель;

ОФзаг = 1311677,075 тис. грн - загальна вартість основних фондів технологічної установки.

Розрахунок структури основних фондів технологічної установки виконується в таблиці 24.


Таблиця 24 - Розрахунок структури основних фондів.

Назва груп основних фондівБалансова вартість, тис. грнСтруктура, %1 Будівлі 2 Споруди 3 Передавальні пристрої 4 Силові машини і устаткування 5 Робочі машини і устаткування 6 Вимірювальні та регулюючі прилади та пристрої 7 Транспортні засоби 8 Інструмент48269,716 83291,494 39350,312 59025,468 1016549,733 61255,319 2623,354 1311,6773,68 6,35 3,00 4,50 77,50 4,67 0,20 0,10Разом1311677,075100,0

Розрахунок суми амортизаційних відрахувань основних фондів

Розрахунок суми амортизаційних відрахувань виконується на прикладі будівель, за формулою


(67)


де Набуд = 5 % - норма амортизації будівель.

Розрахунок річної суми амортизаційних відрахувань виконується в таблиці 25.


Таблиця 25 - Розрахунок річної суми амортизаційних відрахувань.

Назва груп основних фондівБалансова вартість, тис. грнНорма амортизації, %Сума амортизаційних відрахувань, тис. грн1 Будівлі 2 Споруди48269,71636 83291,4945,00 5,002413,485818 4164,57471Разом131561,2116578,060533 Передавальні пристрої 4 Силові машини та устаткування 5 Робочі машини та устаткування 6 Вимірювальні та регулюючі прилади і пристрої 7 Транспортні засоби 8 Інвентар39350,312 59025,468 1016549,733 61255,319 2623,354 1311,67715,00 15,00 15,00 25,00 15,00 25,005902,54684 8853,82026 152482,45997 15313,82985 393,50312 327,91927Разом1180115,864183274,0793Всього1311677,075189852,1399

Розрахунок собівартості продукції

Витрати на сировину і допоміжні матеріали визначаються на підставі виробничої програми технологічної установки (таблиця 22) норм витрат і діючих оптових цін.

Затрати на сировину (прямогонна дизельна фракція)


(68)


Де Ос = 2050 тис. т - річний обсяг сировини;

Цс = 10200,0 грн - оптова ціна 1 т сировини.

Розрахунок вартості попутних нафтопродуктів виконується в табл. 26.


Таблиця 26 - Розрахунок вартості попутних нафтопродуктів.

Назва попутних нафтопродуктівКількість, тис. тЦіна, грнСума, тис. грнсірководень вуглеводневий газ бензин відгін11,89 19,475 11,275600 9000 80007134,0 175275,0 90200,0Разом42,64272609

Розрахунок витрат на сировину й матеріали виконується в таблиці 27.


Таблиця 27 - Розрахунок витрат сировини і матеріалів.

Назва сировиниНа одиницю, 1 тНа всю сировину, 2050,0 тис. тнорма витратціна, грнсума, грнкіл-тьЦіна, грнсума, тис. грн1 Сировина і основні матеріали: - прямогонна дизельна фракція попутна продукція (вираховується) Разом витрат на сировину 1,00 1020010200,00 132,98 10067,02 2050 272,609 10200,020910000,0 272609,0 20637391,02 Допоміжні матеріали: - каталізатор КF-757,кг - присадка, кг - присадка зимова,кг - етиленгліколь, кг - МЕА, кг Разом 0,0138 0,0021 0,004 0,0026 0,0018 470,0 2,70 1,73 100,0 5,00 6,486 0,00987 0,0108 0,26 0,009 6,77567 28290 4305 8200 5330 3690 470,0 2,70 1,73 100,0 5,00 13296,3 11,6235 14,186 5330 18,45 18670,5595Всього10073,820819039,56

Затрати на паливо і енергію визначаються аналогічно затратам на допоміжні матеріали на підставі витратних норм, оптових цін та енергоносіїв. Розрахунок витрат на паливо та енергію виконується в таблиці 28.


Таблиця 28 - Розрахунок затрат на паливо і енергію.

Назва палива і енергоносіївНа одиницю, 1 тНа всю сировину, 2050 тис. тнорма витратціна, грнсума, грнкіл-тьціна, грнсума, тис. грн1 Паливо, т 2 Пара, Гкал 3 Вода, тис.м3 4 Стисле повітря, тис.м3 5 Електроенергія, тис. кВт год 6 Азот, тис. м30,1 0,00084 0,0157 0,0009 0,105 0,000333113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80311,3 0,13 5,03 0,06 30,00 0,08205000 1722,6 32185 1845 215250 676,53113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80638165,0 270,9567 10317,224 120,294 61496,925 167,6367Разом346,6710538,0364

Кошторис витрат на утримання та експлуатацію обладнання відображає затрати на амортизацію обладнання, утримання на поточний ремонт установки. Затрати на утримання обладнання беруться у відсотках від балансової вартості обладнання (4 %), затрати на поточний ремонт обладнання складають 6,5 % від вартості обладнання.

Розрахунок затрат на утримання і експлуатацію обладнання виконується в таблиці 29.


Таблиця 29 - Кошторис витрат на утримання і експлуатацію обладнання.

Назва статейРозрахунокСума, тис. грнАмортизація обладнання Експлуатація обладнання Поточний ремонт обладнання Разомтабл. 3.8 1180115,8640,04 1180115,8640,065183274,0793 47 204,63456 76 707,53116 307 186,245

У статті «Внутрішньозаводські перекачки» відображаються послуги товарно-сировинного цеху. Затрати на внутрішньозаводську перекачку по установці визначаються множенням собівартості 1 т перекачки та планової кількості сировини, що переробляється на установці.

Цехові, загальнозаводські та інші виробничі витрати розподіляються за технологічним переділом пропорційно сумі прямих затрат на обробку. Розрахунок прямих витрат виконується в таблиці 29.


Таблиця 29 - Розрахунок прямих витрат.

Назва витратСума, тис. грн1 Паливо та енергія на технологічні цілі 2 Основна і додаткова зарплата промислово-виробничого персоналу 3 Відрахування на соціальне страхування 4 Затрати на утримання і експлуатацію обладнання 5 Внутрішньозаводська перекачка Разом710538,0364 962,262 357,96 307186,245 10250,0 1029294,5

Цехові витрати складають 10 % від прямих затрат:

Загальнозаводські витрати складають 15 % від прямих затрат:

Розрахунок затрат на обробку сировини виконується в таблиці 30 дані для заповнення беруться з попередніх розрахунків.


Таблиця 30 - Собівартість продукції (затрати на переробку).

Назва статей витратСума на 1т продукції грнСума на весь випуск сировини, 2050 тис. ткіл-тьціна, грнсума, тис.грн1 Сировина і основні матеріали: прямогона дизельна фракція, тис.т Попутна продукція (вираховується) Разом по статті 1 10200,00 132,98 10067,02 2050 272,609 10200,0 20910000,0 2726091,0 20637391,02 Допоміжні матеріали: - каталізатор КF-757,кг - присадка, кг - присадка зимова,кг - етиленгліколь, кг - МЕА, кг Разом 6,486 0,00987 0,0108 0,26 0,009 6,77567 28290 4305 8200 5330 3690 470,0 2,70 1,73 100,0 5,00 13296,3 11,6235 14,186 5330 18,45 18670,55953 Паливо та енергія на технологічні цілі: Паливо, т Пара, Гкал Вода, тис.м3 Стисле повітря, тис.м3 Електроенергія, тис. кВт год Азот, тис. м3 Разом по статті 3 311,3 0,13 5,03 0,06 30,00 0,08 346,6 205000 1722,6 32185 1845 215250 676,5 3113,0 157,35 320,56 65,20 285,70 247,80 638165,0 270,9567 10317,224 120,294 61496,925 167,6367 710538,0364 Заробітна плата основних робітників1063,43891,555 Відрахування на соціальне страхування0,39331,666 Витрати на утримання і експлуатацію обладнання363,34307186,2457 Внутрішньозаводська перекачка5,010250,08 Цехові витрати50,2102929,459 Загальнозаводські витрати75,31154394,17510 Виробнича собівартість3143,8121942582,68

Затрати на виробництво без вартості сировини і матеріалів визначаємо як різницю між сумою скалькульованої продукції та затратами на сировину

(21942582,68+272609) - 20910000,0 = 1305191,68 тис. грн

Розрахунок техніко-економічних показників

Обсяг реалізованої продукції розраховується за формулою


,(69)


де Qк =2050 тис. т - обсяг випуску і-того виду основної продукції;

Цк =15595,24 грн - ціна 1 т основної продукції

Продуктивність праці одного працівника

-у вартісному вираженні


(70)


де Чсп = 44 осіб - спискова чисельність працівників.

-у натуральному вираженні


(71)


Прибуток даної установки розраховується за формулою


(72)


Де С = 21942582,68 тис. грн - затрати на виробництво основної продукції.

Середня заробітна плата одного працівника розраховується за формулою

(73)


Де ФЗП = 962261,59 грн - річний фонд заробітної плати працівників.

Фондомісткість


(74)


Фондовіддача


(75)


Рентабельність


(76)


Розраховані техніко-економічні показники наведені в таблиці 31.


Таблиця 31 - Техніко-економічні показники установки.

Показники1 Обсяг реалізованої продукції, тис. грн 2 Собівартість основної продукції, тис. грн 3 Прибуток, тис. грн 4 Собівартість 1 т основної продукції, грн 5 Рентабельність продукції, % 6 Фондовіддача, грн/грн 7 Фондомісткість, грн/грн 8 Продуктивність праці: - у натуральному вираженні, тис. т/ос. - у вартісному вираженні, тис. грн/ос. 9 Чисельність працівників, ос. 10 Середньорічна заробітна плата, грн./ос.31970238,1 21942582,68 10027655,42 10703,69 45,7% 24,37 0,041 46,59 726596,3 44 21869,58Висновки


В дипломному проекті виконані розрахунки матеріального і теплового балансу процесу гідроочищення, розрахунок основного апарату (реактора гідроочищення), розрахунок чисельності промислово-виробничого персоналу, фонду заробітної плати, структури основних фондів, визначена собівартість продукції.

Установка з річною потужністю 2,05 млн. т/рік дозволяє отримати очищене дизельне паливо обсягом 2026,835 тис. т.

Запропоноване нове технічне рішення дозволяє заощадити 9 712 560 грн/рік.

Розрахунки дипломного проекту показали, що вартість основної продукції складе 21942582,68 тис. грн. Обсяг реалізованої продукції становитиме 31970238,1 тис. грн.

Собівартість однієї тони готової продукції складе 10703,69грн. При такому графіку роботи розмір прибутку буде дорівнювати 10027655,42 тис. грн.

При розрахованій рентабельності, яка складає 45,7% показник фондовіддачі складатиме 24,37 грн/грн, а показник фондомісткості - 0,041 грн/грн.

В дипломному проекті розрахована кількість робітників, яка становить 44 працівника, з них 42 робітника технологічної установки (оператори), а також начальник і механік установки, які відносяться до керівників і фахівців. Річний фонд заробітної плати на рік при такому штаті склав 962616,41 грн.

Середня заробітна плата одного робітника складе 21869,58 грн/ос., продуктивність праці у вартісному вираженні - 726596,3 тис. грн/ос. і 46,59 тис. т/ос. - у натуральному вираженні.

Розраховані техніко-економічні показники характеризують ефективну діяльність даної установки.

Список використаної літератури


1.Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти. М. 1977

2.Кузнецов А.А. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. М. 1974

.Рудин М.Г., Драпкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика. Ленинград, "Химия", 1980

.Под редакцией Судакова Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник

.Герасименко Н.М. и др. Гидроочистка нефтепродуктов. М, 1962.

6.Бесков В.С., Сафронов В.С. Общая химическая технология и основы промышленной экологии: Учебник для вузов. - М.: Химия, 1999. - 472 с.

7.Основи екології: Підручник / Г.О. Білявський, Р.С. Фурдуй, І.Ю. Костіков.- К.: Либідь, 2004. - 408 с.

.Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию/ Г.С. Борисов, В.П. Брыков, Ю.И. Дытнерский и др. Под ред. Ю.И. Дытнерского, 2-е изд., перераб. и дополн. - М.: Химия, 1991. - 496 с.

.Плановский А.И., Рамм В.М., Коган С.З. Процессы и аппараты химической технологии. - М.: Химия, 1968.

.Стенсель Й.І. Автоматизація технологічних процесів хімічних виробництв: Навч. посібник. - К.: ІСДО, 1995. - 360 с.

.Продиус Ю.И. Экономика предприятия: Учебное пособие. - Харьков: ООО «Одиссей», 2004. - 416 с.

.Свойства органических соединений. Справочник/Под. ред. А.А. Потехина. - Л.: Химия, 1984. - 520 с.

.Краткий справочник физико-химических величин. Сост. Н.М. Барон и др/Под ред. К.П. Мищенко, А.А. Равделя. - Л.: Химия, 1972. - 200 с.

.Эрих В. Н., Расина М, Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа. - Л.: Химия, 1977 г.

.Суханов В.П. Переработка нефти. Учебник для профессионально -технических учебных заведений. - М.: Высшая школа, 1974 г.

.Справочник нефтехимика/ Часть 1. - Л.: Наука,1978 г.

.Танатаров Т.А.Основы расчетов технологических установок переработки нефти. - М.: Химия, 1985 г.

.Итинская Н.И. Топливо, смазочные материалы и технические жидкости. Изд.2-е, переработанное и дополненное. - М.: Колос, 1974 г.

.Справочник по пожарной безопасности и противопожарной защите на предприятиях химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1975 г.

.Справочник об охране труда и технике безопасности в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Новые пересмотренные правила, нормативы и инструкции. - М.: Химия, 1976 г.

.Кобевник В.Ф. Охрана труда на производстве. - Киев: Высшая школа, 1990 г.

.Давыдова С.А., Тагасов В.И. Нефть как топливный ресурс и загрязнитель окружающей среды: Учебное пособие. - М.: РУДН, 2004 г.

.Технологический регламент установки гидроочистки дизельного топлива и прямогонной фракции 140-270 0С ЛЧ-24-2000 №2 производства 2 по переработке и крекированию сернистой нефти ЧАО «ЛИНИК» ТР 32292929.002:2014.

.Инструкция №5-43ЦЭ по эксплуатации установки гидкроочистки дизельных топлив ЛЧ-24-2000 №2 производства 2 ЧАО «ЛИНИК»


Теги: Проект установки гідроочищення дизельного палива потужністю 2050 тис т/рік  Диплом  Химия
Просмотров: 30737
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Проект установки гідроочищення дизельного палива потужністю 2050 тис т/рік
Назад