Реферат: Установка газофракционная

Введение.

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.
Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.
В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.
Для разделений смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие процессы : ректификация, компрессия, конденсация, адсорбция. На газофракционирующих установках (ГФУ) эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.
Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

1 Технологическая часть.
1.1 Назначение, краткая характеристика проектируемого процесса и обоснование выбора схемы проектируемого процесса.

Установка ГФУ-1 предназначена для разделения газа и стабилизации бензина каталитического кернинга. Установка состоит из блока очистки газов, блока компрессии, блока абсорбции и ректификации.
Блок отчистки предназначен для отчистки жирного газа от сероводорода.
Блок компрессии предназначен для компремирования жирного газа.
Блок абсорбции и ректификации предназначен для извлечения необходимых компонентов из газа, поступающего в абсорбер с последующим разделением его по фракция на блоке ректификации.
Имеется возможность работы установки по полной и упрощенной (укороченной) схемам.
Для работы установки по полной схеме необходимо ввести в эксплуатацию ПВД (парк высокого давления), для принятия пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции с установки ГФУ-1. В настоящие время парк (ПВД) списан.
При работе по упрощенной схеме на установки получаются следующие продукты : бензин, рефлюкс (углеводороды С5 и ниже), сероводород и сухой газ.
Сырьём установки является жирный газ и нестабильный бензин каталитического кренинга.
1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов.

Таблица 1 - Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов.

Наименование сырья, материалов, изготовленной продукции Номер государственного или отраслевого стандарта Показатели качества обязательных для проверки Допустимые пределы
Жирный газ с установок КК (сырьё) СТП 010101-401142-99 Массовая доля углеводородов С5 и ниже, не более %Массовая доля сероводорода, не более % (после отчистки) 300,2
Компонент бензина КК (сырьё) СТП 010101-401135-96 Пределы перегонки :Температура начала перегонки, не ниже оСТемпература конца перегонки, не выше оС2. Октановое число (по исследовательскому методу) не менее 3519576
Газ сухой (изготовленная продукция) Состав не нормируется
Стабильный бензин (компонент) СТП 010101*401121-99 Давление насыщенных паров, мм.рт.ст.А) бензин летнего вида, не вышеБ) бензин зимнего вида, не вышеСодержание H2SИспытание на медной пластинки 700900отсутствиевыдержи-вает
Рефлюкс ГФУ-1 СТП 010101-401182-2000 Массовая доля углеводородов С5 и ниже, не более 60
Азот высшего сорта чистотой 99,98% давления 5,5кгс/см (Материалы) СТП 010101-407501-99 Объёмная доля азота, не менее % 99,98
Сода каустическая ГОСТ 2263-79


1.3 Применение готовой продукции.

Стабильный бензин используется как базовый компонент автомобильного бензина марок А-76, АИ-92.
Рефлюкс используется в качестве сырья для производства ЭП 300.
Сухой газ используется в качестве газообразного топлива в цехах объединения.
Сероводород используется для получения элементарной серы в цехе №18.

1.4 Теоретические основы проектируемого процесса.

Абсорбция и ректификация.
Процесс абсорбция – это погашение компонентов газа жидкостью. Процесс абсорбции газов происходит в абсорбере в результате проникновения (диффузии) молекул газа в глубину слоя жидкости стабильного бензина. Удаление сухого газа в абсорбере облегчает последующее разделение газа путем ректификации.
Поглощающая газы жидкость называется абсорбентом. Абсорбент насыщается газом или его компонентами до предела. Этот предел, выраженый в килограммах поглощаемого вещества на килограмм поглотителя называется эффектом абсорбции. Суммарный процесс абсорбции зависит от следующих фактов :
1) Химическая природа вещества (абсорбента). вещества близкие по химическому строению, обладают наилучшей взаимной растворимостью.
2) Линейная скорость абсорбируемого газа.
3) Температура и давление.
Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением некоторого количества тепла. В связи с этим абсорбент в процессе насыщения самопроизвольно насыщается и нагревается.
С повышением температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, с повышением давления увеличивается. Следовательно с понижением температуры и повышением давление растворимость газа в жидкости увеличивается.
4) кратность абсорбента (количество абсорбента по отношению к газу).
Увеличение кратности абсорбента способствует снижению эффекта тепловыделения при поглощение газа жидкостью, так как данное количество тепла передается большей массе абсорбента. Однако увеличение кратности абсорбента вызывает увеличение расходов на эксплуатацию.
5) Поверхность соприкосновения.
Поверхность соприкосновения газа с жидкостью называют суммарной поверхностью раздела фаз между жидкостью и газом.
6) Ректификация.
Процесс ректификации (разделение углеводородной смеси на составляющие её компоненты путем многократного испарения легких и многократной конденсации тяжелых компонентов, находящихся в данной смеси) осуществляется в ректификационных колонах тарельчатого типа.

1.5 Описание технологической схемы процесса.
Нормы технологического режима.

При работе установки по упрощенной схеме исключается из схемы колоны КЛ28, КЛ32, КЛ36 ; ребойлеры АТ31, АТ35, АТ39 ; емкости Е38, Е45 ; холодильники ХК29 (1,2,3), ХК33, ХК37 (1,2,3). Все эти аппараты отсекаются от действующей схемы задвижками с установленными заглушками.
Газовый конденсат и нестабильный бензин поступает из емкости Е17 (1) в насос Н104 (1,2) и далее на выкид насоса Н107 (1,2). Жирный газ из емкости Е17 (1) направляется в нижнюю часть абсорбера КЛ21(1), где абсорбируется бензином, подаваемым насосом Н105 (1,2) через холодильник ХК25 (1) в верхнюю часть абсорбера, через холодильник ХК19 в среднюю часть абсорбера на 11, 15, 19 тарелки.
Сухой газ сверха абсорбера Кл21(1) через каплеотбойник Е18 отводится на газовый узел.
Насыщенный абсорбент снизу абсорбера КЛ21 (1) поступает на насос Н107 (1,2)
И вместе с газовым конденсатом из Е17 (1), подаваемым на выкид Н107 поступает через теплообменник АТ20(3), АТ20 (4)в стабилизатор КЛ21(2)Из каплиотбоиника Е18 конденсат периодический по мере накопления откачивается вместе с насыщенным абсорбентом насосом Н107(1,2) в стабилизатор Кл21 (2).
Не стабильный бензин откачивается из емкости Е26 насосом Н105 (1,2) и подается на орошение и в среднюю часть абсорбера Кл21(1).
В стабилизаторе КЛ21 (2) происходит отделение фракций С5 и ниже, которые в виде паров сверху стабилизатора поступают в конденсаторы – холодильники ХК22(1,2), ХК33(1,2), а затем в рефлюкционую емкость Е30.
Нижней продукт стабилизатора КЛ21 (2) (стабильный бензин) из рейбоилера АТ24 проходит трубное пространство теплообменников АТ20 (4), АТ20 (3), холодильники ХК25 (2,3),ХК20 (1,2) поступает в отстойник Е42, где происходит отчистка бензина от H2S щелочью.
После отстойников бензин отводится в ТСЦ. Рефлюкс стабилизации из емкости Е30перетекает в емкость Е34 (емкость Е30 находится в заполненном состоянии), откуда насосами Н110(1,2), Н108 (1,2) подается на орошение стабилизатора КЛ21 (2), а избыток подается в отстойник Е46 и после отстойника отводится ТСЦ.
Газ с верху емкости Е34 подается на газовый узел.

Таблица 2 –нормы технологического режима.

Наименование стадий процесса, аппараты показ.режима Еденеца измерения Допускаемые пределы
Рефлюксная сырьевая емкость Е17(1)Уровень % шк.Вт.пр. В пределах 20-80
Абсорбер КЛ21(1)Температура верхаДавлениеУровень t Газа на входе в А21(1)Скорость подачи орошения на верхнюю тарелкуТемпература орошения оСМпа%шк.Вт.пр.оСм3/чоС Не более 46Не более 1,5В пределах20-80Не выше65В пределах 3-10Не выше 40
Каплеотбойник Е18ДавлениеУровень Мпа%шк.Вт.пр. Не более 11,5В пределах20-80
Стабилизатор КЛ21 (2)Температура низаТемпература верхаДавление оСоСМПа Не более 190Не более 105Не более 1,2
Емкость Е30ДавлениеУровень МПА%шк.Вт.пр. Не более 1,2В пределах 20-80
Ребойлер АТ24ТемператураУровень оС%шк.Вт.пр. Не более 190В пределах 20-80
Отстойник бензина Е42Температура на выходеДавление оСМПа Не более 40Не более 0,5
Рефлюксная емкость Е34ДавлениеУровень Мпа%шк.Вт.пр. Не более 1,2В пределах 20-80
Пар на блоке разделения газаДавление МПа Не менее 1,0


1.6 Аналитический контроль производства.

Таблица 3 - Аналитический контроль производства.
Наименование стадий процесса Место отбора пробы Контролируемый продукт Контролируемые показатели Методы испытания Переодичность контроля
1 2 3 4 5
Сухой газ с линии выхода газа из каплеотбоиника Е18 Сухой газ Массовая доля компонентов % МВИ № 397-98 1 раз в месяц
Стабильный бензин из емкости А42 Стабильный бензин Давление насыщенных паров- для летнего вида не более 700 мм.рт.ст.-для зимнего вида не более 900 мм.рт.ст.Испытание на медной пластинкевыдерживаетНаличее сероводородаОтсутствиеОктановое чило не менее 76 ГОСТ 1756-52ГОСТ 6321-92МВИ № 866-95ГОСТ 511-82 1 раз в сутки1 раз в сутки1 раз в сутки1 раз в сутки
Рабочий раствор каустической соды из емкости Е42 Рабочий раствор каустической соды Общая щелочность рабочего раствора в пересчете на NaOH не более 20%Массовая доля активной щелочи не менее 2% МВИ № 308-94МВИ № 308-94 1 раз в неделю1 раз в неделю
Рефлюкс из емкости Е34 Рефлюкс Массовая доля углеводорода С5 не более 60%Плотность в пределах 0,699-1,034 г/см3 МВИ № 67-68Гост 3900-85 1 раз в месяц1 раз в месяц


1.7 Автоматизация технологического процесса.

Таблица 4 – Спецификация средств автоматизаций.

Позиционное обозначение Наименование Приборов Марка Количество в ШТ
1-1,3-1,7-1 Термометр сопративления Пределы измерения50 0С –200 0СРу=0,4 ТСП-5081 3
1-2,3-2,1-3,3-3 Мост следящего уравновешивания КСМ-4 4
2-1,5-1 Диафрагма камерная давления 1мПа установлена на труба провод ДКН 10-200 2
2-3,4-3,5-3,6-2 Вторичныи самопишущий прибор раход воздуха 420 л/чДиапазон измерения 0,02-0,14 мПа ПВ 10-1Э 4
4-1 Уровнемер буйковый пневматический. Выходной сигнал 1,4+-0,14 кг.с/см2 При изменения уровня выходной сигнал изменяется УБП 1
2-2,5-2 Измерительный преобразователь давления пневматический Давления питания 1,4+-0,14 кг.с/см2 13ДД 11-720 2
2-4,4-4,6-3 Регулирующий блок системы старт с пропорционально регулирующим законом регулирования Давление питания 140КПа ПР 331 3
1-4,3-4,2-5,4-5,6-4 Мембранный исполнительный механизм прямого действия Быстродействие 20 сек. МИМ-ППХ-«ВЗ» 5
6-1 Дифманометр мембранный пневматический Пределы измерения давления воздуха от 0,02 до 0,1 мПа ДМПК-100А 1
4-2 Показывающий сигнализирующий прибор рабочее напряжение 220 В Класс точности 1,5 ЭКМ-19 1
8-2 Рефрактометр Датчик взрывозащищенного исполнения и блок питания.Пределы измерения1,2-1,8 Д2РП-Д 1


Производственный процесс газофракционирования автоматизирован. Управление процессом осуществляется со щита КИП. Все вторичные приборы вынесены на щит в операторную. Основные параметры : давление, температура, расход и уровни регулируются автоматический.

1.8 Охрана труда.

Основная опасность промышленных объектов нефтепереработки представляет аварийная загазованность, пожары и взрывы. Многие из продуктов взрывопожароопасные или токсичные. Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит до 1,5 тысяч аварий, 4% которых уносят значительное количество человечиских жизней. Аварийность имеет тенденцию к росту. Совершенствование технологических процессов и оборудования является важным фактором повышения уровня безопасности производства.
Характеристика производственных помещений по взрывоопасности.
Операторная. категория пожарной опасности Д. Класс по ПУЭ – не взрывоопасна.
Насосная. Категория А. Класс по ПУЭ – В –1а.
Территория установки. Категория А. Класс по ПУЭ-В-1г.
Характеристика вредных веществ.
1. Окись углерода (СО). Бесцветный, ядовитый, огневзрывоопасный газ, без вкуса, с очень слабым запахом. Горит синеватым пламенем. ПДК-20мг/м3. Пределы взрывоопасности 13-75% об. Основные симптомы : потеря сознания, отдышка, удушье.
2. Сероводород – Н2S. Бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Общий характер действия на организм : сильный нервный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания, на дыхательные пути действует раздражающе. ПДК – 10 мг/м3. Пределы взрывоопасности 4,3-45,5 %. Индивидуальные защитные средства – фильтрующий противогаз марки «В».
3. Жирный газ. Агрегатное состояние при нормальных условиях – газообразное. Плотность паров по воздуху – 1,98.
4. Бензины. Класс опасности 4. Общий характер деиствия на организм – как наркотик. Крекинг = бензин токсичнее бензинов прямой гонки. При концентраций любого бензина 35000-40000 мг/л опасны для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. ПДК-100 мг/м3. Придел взрываемости 0,87-8,75 %.При работе с бензином применяется противогаз марки «А».
Мероприятия при охране труда. Начальник цеха производит ежедневно проверку в подразделениях цеха, состояние охраны и условия труда организация рабочих мест, исправность оборудования, правильность ведения технологического процесса и операций.
Начальник установки производит ежедневно проверку рабочих мест оборудования, приборов, средств коллективной и индивидуальной безопасности, работоспособность сигнализаций и блокировок.

1.9 Охрана окружающей среды.

Социальное значение.
В середине нашего столетия резко обострилась проблемы связанные с химическим загрязнением биосфера, нередко приводящие к острым токсично-экологическим ситуациям. Основными источниками загрязнения атмосферы являются резервуары и сами нефтепродукты. Укрепление установок существенно сокращает выбросы вредных веществ в атмосферу.
Отходы и выбросы.
1. Отработанный раствор щелочи. Образуется постоянно. Отработанный раствор щелочи перерабатывается на установки СЩС. Количество 300 т/год.
2. Отработанные масла. Отработанные масла отводятся на установку регенераций масел. Сточные воды с охлаждающих насосов направляются на биологическую отчистку УВК и ОСВ. Место сброса в промышленную канализацию после локальной отчистки.

Мероприятия по охране окружающие среды.
Мероприятия по сокращению выбросов при режиме 1 :
1. Усилить контроль за точным соблюдением технического режима согласно технологическому регламента.
2. Запретить работу оборудования на форсированном режиме.
3. Усилить контроль за работой технологического оборудования, запорной арматуры, приборов КИП и А.
4. Прекратить продувку, пропарку, чистку оборудования и ремонтные работы, связные с повышенным выделение вредных веществ атмосферу. Выбросы всего по цеху с мероприятиями 130,205 г/сек..
5.
2 Расчетная часть.
2.1 Расчет основного аппарата - колонна стабилизации.

Назначение : Колона стабилизации предназначена для стабилизации бензина и отделение фракции С5 и ниже.
Цель расчета : Определение основных размеров колонны, материальных потоков и затрат тепла.
Исходные данные :
Производительность по бензину 250 т.т/год, по газу 89 т.т/год число дней n=336.



Рисунок 1 – колона стабилизации.

1. Материальный баланс установки ГФУ-1.

Таблица 5 – Материальный баланс установки ГФУ-1.

Наименование продуктов Выход в % Выход продуктов
т.т/год т/сут Кг/ч Кг/с
Взято:К-т бензина ккГаз жирный кк 73,7%26,3% 25089 744264 3100011000 8,63,0
Итого 100% 339 1008 42000 11,6
Получено:К-т бензина ст.РефлюксГаз сухойСероводородПотери 75,113,28,941,90,86 254,544,730,36,62,9 75713390,319,28,5 315415541,53762,5800,5354,5 8,71,51,20,20,09
Итого 100% 339 1008 42000 11,6


Таблица 6 – Материальный баланс колонны стабилизации.

Наименование продуктов Выход в % Выход продуктов
Кг/ч Кг/с
Поступило:К-т бензина кк 100% 38250 10,6
Итого 100% 38250 10,6
Получено:РефлюксК-т бензина ст. 44,7%56,3% 1708321167 4,75,9
Итого 100% 38250 10,6


2. Расчет температурного режима колонны.
1.1. Расчет температуры ввода сырья.

Таблица 7 – Расчет температура ввода сырья.

Продукт ХiМас.доля МiМол.мас. tкипср.оС Рi мольнаядоля Х0*П Рi-П
Бензин35-80080-1300130-1950 0,20,350,45 80(С6)102(С8)134(С10) 57105162 7*1015*1017*101 2534,333,5 0,2690,3690,362 322,8442,8434,4 -500-700-500
Итого 1,0 1,000

Продолжение таблицы 7.
е(Рi-П) е(Рi-П)+П Уi*Mi
-100-140-100 110010601100 0,20,40,4 0,350,450,35 2840,853,6
1,0 Му=122,4

Tвхода=160 оС, П=1200 Кпа, е=0,2

1.2. Определяем температуру верха колонны.
Таблица 8 – Температура верха колонны.

Компонент Температура верха Уi Рi, КПа Кi Уi /Кi
РефлюксС3С4С5 100 0,40,50,1 5*1032*1037*102 1,61,60,5 0,40,310,2
Итого 0,91


1.3. Определяем температуру низа колонны.
Таблица 9 – температура низа колонны.

Компонент Температура верха Хi Рi Кi Кi *Хi
Бензин ст.40-1000 (С6)100-1500 (С8)150-1950 (С10) 190 0,20,30,5 2*1035*1022*102 1,60,41,2 0,30,10,5
Итого 0,9

2. Определяем флегмовое число. Rопт=3 (Рудин М.Г. с.248)
3. Определение теплового баланса колоны. Учитывая всё тепло входящее в колону и выходящее из неё.
(1)
3.1. Тепло вводимое в колону сырьём нагретым до температуры.
кДж/ч (2)
где Gc – количество сырья
Jt – энтальпия сырья
(3)
(4)
где М0 – средняя молекулярная масса сырья


кДж/кг (5)
(6)



(7)
(8)


3.2. Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром. Обозначим Qвп, Qг.с..
(9)
Qг.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса.
3.3. Тепло выносимое из колоны с паром ректификата (дистиллята) при tв.
кДж/ч (10)
D=17083 – количество дистиллята по материальному балансу колонны.
=542,08 кДж/кг
кДж/ч

3.4. Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.
кДж/кг (11)
кДж/кг

кДж/кг
кДж/ч

3.5. Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением
кДж/ч (12)
где L – количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны, определяется по формуле
кг/ч (13)
где Rопт – флегмовое число
D – количество дистиллята
L=3*17083=51249 кг/ч
кДж/кг
=700С

кДж/кг
кДж/ч

4.6. кДж/ч (14)
кДж/ч
4.7. Представляем полученные данные в равенство
получаем

(15)
где 1,02/1,03 – это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду, который составляет 2?3 % от
кДж/ч


4.8. Рассчитываем количество горячей струи.
кг/ч (16)
где tГ.С. – принимаем на 40-50 0С выше температуры куба колонны tГ.С.=2300С

кДж/кг
кг/ч
5. Определение внутренних материальных потоков.
5.1. Количество паров верхней концентрационной части колоны.
(17)
кг/ч
5.2. Количество паров в отгонной части колонны.
(18)
где ?R – теплота испарения остатка.

кг/ч
6. Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и допустимой скорости движения паров в свободном сечении колонны.

6.1. Рассчитываем объем паров проходящих в течении 1 –го часа верхней части колонны.
м3/ч
м3/ч
6.2. Линейная допустимая скорость паров в колонне.
Ud=0,2 м/с
6.3. Диаметр колонны в метрах определяем по формуле
м (20)
м
6.4. Примем диаметр равный
D=1,8 м
7. Число тарелок =30
8. Высота тарелок h=0,610 м
(21)
где h1 – высота верхнего днища
м
h2 – высота тарельчатой части колонны.
м (22)
h3 – высота от нижней части тарелки до уровня жидкости
h3=1 м
h4 – высота кубовой части колонны.
(23)
где м3
(24)
м
h5 - опорная обечайка
h5=4 м
H=h1+h2+h3+h4+h5=0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м

Колонна стабилизации КЛ 21 (2) имеет температуру верха 1000С, низа 1900С. Массовая доля отгона сырья на входе в колонну =0,2.
Диаметр колоны равен 1,8 м. Высота колонны 26,1 м, что соответствует размерам колонны на установке ГФУ-1 цеха №10.

2.2 Расчет аппарата – холодильник.

Назначение : Холодильник предназначен для охлаждения нефтепродукта.
Цель расчета : определить основные размеры.

Исходные данные :
Gб=21167 кг/ч
t1=1400C
t2=400C
t3=200C
t4=400C


Рисунок 2 – Холодильник.

1. Тепловая нагрузка.
(26)



кДж/кг
кДж/кг




2. Средняя разность температур
0С (27)


0С
3. Примем коэффициент теплопередачи
К=175 Вт/м2с (Адельсон С.В. с.160)
4. Поверхность теплообмена
м2 (28)
м2

5. Расход воды.

кг/ч (29)
кг/ч

Вывод : Принимаем кожухотрубчатый холодильник с плавающей головкой по ГОСТ 14246-79. Диаметр кожуха 1400мм, диаметр труб 20 мм, число ходов по трубам 4, поверхность теплообмена 1040 м2, длина труб 9000 мм.

2.3 Расчет аппарата - отстойник.

Название аппарата: отстойник
предназначен для отстаивания рефлюкса от газа (С1-С2)
Цель расчета: определить основные размеры аппарата.
Исходные данные: температура 400С, давление 1,2 Мпа
Поступает 68332 кг/ч
С3 – 606 кг/ч – газ
С2 – 200 кг/ч – газ
С4 – 16240 кг/ч – газ
С4 – 14500 кг/ч – жидкость ?=578 кг/м3
С5 – 36786 кг/ч – жидкость ?=626 кг/м3
Скорость газа в свободном сечении аппарата ?=0,15 м/с



Рисунок 3 – Отстойник Е 34.

1. Объем газа С3.
М3/ч (30)
м3/ч
2. Секундный объем газа С3.
м3/с (31)
м3/с
3. Объем газа С2.
м3/ч
4. Секундный объем газа С2.
м3/с
5. Объем газа С4.
м3/ч
6. Секундный объем газа С4.
м3/с
7. Секундный объем жидкости С4.
м3/с (32)
8. Секундный объем жидкости С5.
м3/с
9. Общий объем смеси.
м3/с (33)
м3/с

10. Сечение аппарата.
м2 (34)
м2

11. Диаметр аппарата.
м (35)
м
Вывод : принимаем аппарат диаметром D=1 м.

3 Экономическая часть.
Цель расчета : Рассчитать технико – экономические показатели установки ГФУ-1.
3.1 Обоснование годовой производственной мощности.

(36)
где М – мощность технологической установки
П – производительность оборудования
Тэфф – эффективный фонд

М=777*336=261234 т
Выход целевого продукта

Мцел=М*Квых (37)
Мцел=261234*0,751=196186 т

Тр=Тк-Тэфф=365-336=29 дней.

3.2 Расчет производственной программы.

Производственная программа установки рассчитывается на основе производственной мощности установки и исходных данных об отборе основной и попутной продукций.

Таблица 10 – Производственная программа.

Вид сырья, продукций % отбора Годовой объем тонн
Взято:К-т бензин ккГаз жирный кк 66,833,2 17458286652
Всего 100 % 261234
Получено :Калькулируемая продукцияК-т бензин ст. 75,1 % 196186
Итого : 75,1 % 196186
Не калькулируемая продукцияРефлюксСероводородГаз сухой 13,21,98,94 34482496323354
Итого : 24,04 62799
Потери 0,86 2249
Всего 100 % 261234


3.3 Организация производства.

Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего.
Для определения численности рабочих необходимо рассчитать количество дней и часов работы, подлежащий отработке в год одним рабочим эффективный фонд рабочего времени.
Расчет планового баланса рабочего времени ведется с учетом средней продолжительности отпуска, невыходов по болезни, невыходов в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей, внутрисменных потерь времени, режимов работы установки. Для непрерывного производства наиболее распространен четырех бригадный, трехсменный график работы (8 часов), а также пяти бригадный, трехсменный график работы (8/6 часов).
Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего ведется по форме таблицы.

Таблица 11 – Плановый баланс рабочего времени одного рабочего.

Показатели Периодичность производствапри 7 часовом Непрерывное произв. при 5-ти бригадном граф.
1 2 3
1.Календарные дни Тк2.Нерабочие дни всего2.1. Выходные Твых2.2.Праздничные Тпр3.Максимальный возможный фонд рабочего времени Тмакс дни3.1.Обычные дни3.2.Праздничные дни и предвыходные 3651171041324819355 3657373-292--
1 2 3
4.Максимально возможный фонд рабочего времени Тмв5.Планируемые дни не выхода на работу всегов том числе5.1.Отпуска очередные и дополнительные, дни5.2.Болезни5.3.Выполнение гос.обязон.5.4.Ученические отпуска6.Планируемы эффективный фонд рабочего времени7.Средняя продолжительность рабочего дня, час8.Планируемый эффективный фонд рабочего времени Тэфф, час9.Коэффицент использования рабочего времени, Ки 193*7+55*6=168138297112106,714070,8 17523829711254615240,86


3.4 Расчет численности производственных рабочих.

Таблица 12 – Расчет численности производственных рабочих.

Наименование профессий рабочих Гр.Смености Прод.Смены Тар.Разряд. Кол-во рабочих
1см 2см 3см 4см
1 2 3 4 5 6 7 8
1.Старший оп.2.Оператор3.Оператор4.Машинист5.Машинист 5-тибригадный 6 часов 65454 11212 11212 11212 11212
Всего 7 7 7 7


Продолжение таблицы 12.
Число рабочих на подмену Явочное число Коэфф. Использования рабочего времени Списочное число Часовая тарифная ставка
9 10 11 12 13
12345 -1111 5510510 1,14 5611611 21,03018,59316,44418,59316,444
Всего 4 35 39


3.5 Расчет годового фонда оплаты труда.

1. Определяем тарифный фонд заработной платы.
руб (38)
где Счас – часовая тарифная ставка
Тэфф – эффективный фонд рабочего времени
Чсп – списочная численность рабочих
(39)
руб

2. Определяем премию.
(40)
где ПР – сумма премий, руб
П – установленный размер премии по действующему положению премирования на предприятии.
руб.

3. Определяем доплату за ночное время.
На долю ночных часов приходится 1/3 часть отработанного времени. За каждый ночной час доплачивается 40 % тарифной ставки.
Dноч=1/3*Фтар*0,4=1/3*1051422,8*0,4=126170,73 руб. (41)

4. Определить доплату за верчение часы.
На долю вечерних часов приходится также 1/3 отработанного времени. За каждый вечерний час доплачивается 20 % тарифной ставки.
Dвеч=1/3*Фтар*0,2 руб (42)
Dвеч=1/3*1051422,8*0,2=63085,3 руб

5. Определить доплату за праздничные часы.
Праздничные часы оплачиваются в двойном размере.
Dпр=Счас*Тпр* Тсм* Псм*Чяв руб. (43)
Где Тпр – число праздничных дней, в году.
Тсм – продолжительность смены, в часах.
Псм – количество смен.
Чяв – явочное число рабочих в смену.
Dпр=17,69*13*6*4*35=193174,8 руб.

6. Определяем доплату за переработанные часы (только по четырехбригадному графику).

Определяем фонд основной заработной платы.
Фосн=Фтар+ПР+Dноч+Dвеч+Dпр= (44)
=1051422,8+525711,4+126170,73+63085,3+1931174,8=3697565 руб.

7. Определяем оплату дней отпуска.
Эта оплата производится из расчета среднемесячной зарплаты за год и рассчитывается по формуле.
руб. (45)
где Тэфф – эффективный фонд рабочего времени, дни
Тот – продолжительность отпуска дни.
руб.

8. Определяем оплату дней выполнения государственных и общественных обязанностей.
руб. (46)
где Тго – планируемые затраты рабочего времени на выполнение государственных и общественных обязанностей, дней.
руб.

9. Определяем фонд дополнительной заработной платы.
Фдоп = Оот+Ого руб. (47)
Фдоп =422162,9+14557,3=436720,2 руб.

10. Определяем доплату по районному коэффициенту.
Dрк=(Фосн+Фдоп)*0,15 руб. (48)
Где 0,15 – доплата по районному коэффициенту (для Урала и Башкортостана).
Dрк=(3697565+436720,2)*0,15=620142,7 руб.

11. Определяем годовой фонд заработной платы.
Фг=Фосн+Фдоп+Dрк= (49)
=3697565+436720,2+620142,7=4754427,9 руб.

12. Определяем среднемесячную заработную плату одного рабочего.
руб. (50)
где 12 – число месяцев в году
Чсп – списочная численность рабочих.
руб.

13. В калькуляцию себестоимости продукции включается отчисления в фонд социального страхования, который для предприятия отрасли составляет 35,6 % от годового фонда заработной платы.
руб. (51)

3.6 Расчет годового фонда заработной платы.

Фонд заработной платы ИТР и служащих рассчитывается на основе должностных окладов и доплат за вредные условия труда.

Таблица 13 – численность ИТР.

Наименование должности Численность ИТР Месячный должностной оклад
Начальник установкиМеханик установки 11 69106410

1. Определяем годовой фонд заработной платы ИТР.
Фгн=Од*1,1*11 руб. (52)
Где Од – месячный должностной оклад, руб.
1,1 – коэффициент, учитывающий вредные условия труда.
11 – число рабочих месяцев в году, мес.
Фгн=6910*1,1*11=83611 руб.
Фгм=6410*1,1*11=77561 руб.

2. Определяем сумму премии.
руб. (53)
где 60 – премия, в %
руб.
руб.

3. Определяем дополнительную заработную плату.
руб. (54)
где 25,4 – среднее количество рабочих дней в месяц, дни.
Dот – число дней отпуска.
руб.
руб.

4. Определяем доплату по районному коэффициенту.
Dрк=(Фг+ПР+Фдоп)*0,15 руб. (55)
Dрк.н=(83611+50166,6+11970)*0,15=21862 руб.
Dрк.м=(77561+46536,6+11103)*0,15=20280 руб.

5. Определяем годовой фонд заработной платы с учетом районного коэффициента.
Фгрк=Фг+ПР+Фдоп+Dрк руб. (56)
Фгрк=83611+50166,6+11970+21862=167609 руб.
Фгрк.м=77561+46536,6+11103+20280=155480 руб.
6. Определить отчисления в фонд социального страхования.
руб. (57)
руб.

3.7 Расчет себестоимости продукции.

Себестоимость продукции – важнейший показатель деятельности предприятия.
Расчет себестоимости еденицы продукции производится путем составления калькуляции себестоимости.
Основой для состовления калькуляции себестоимости служит:
1) Производственная программа цеха;
2) Нормы расхода материала, сырья, топлива, энергии;
3) Стоимость основных фондов ;
4) Годовые нормы амортизации;
5) Данные расчета фонда заработной платы;
6) Нормы расходов на ремонты;
7) Данные по цеховым и общезаводским расходам;
8) Плановые и отчетные калькуляции себестоимости продукции.
Таблица 14 – Затраты на вспомогательные материалы, топливо и энергоресурсы.

Наименование ресурсов Ед. изм. ЦенаЗа ед. Расход норм. Наимен. Продук. Произ.Прогр. Кол-во Сумма
1 2 3 4 5 6 7 8
1.Вспомогательные материалы.МЭАСода кауст. тт 18914,622893 0,000080,001 Газ жид.Газ жид. 8665286652 7,7171,9 145642497306
Итого по плану
Топливо Энергоресурсы1.Газ2.Вода3.Эл.энергия4.Сжат.воздух5.Азот ГкалТ*м3Т*кВт/чТ/м3Т/м3 202,14299,82580,29137,421875,37 1,150,10,30,020,02 Газ жид.Газ жид.Газ жид.Газ жид.Газ жид. 8665286652866528665286652 10041092522787419502570 202968772773934161750032679694819700
Итого
1. Определяем затраты на сырьё и основные материалы.
Зс=Ц*Q=Цк-т бензина*Qк-т бензина + Цжг* Qжг руб. (58)
Где Ц – оптовая ценна за единицу, руб.
Q – количество переработочного сырья.
Зс=2,7*174582+86652*1,3=584019 тыс.руб.=584019000 руб.

2. Определяем фонд оплаты труда производственного персонала установки и ИТР. Для расчета этой статьи данные берутся из расчета.
Фгод=Раб+ИТР=4754427,9+323089=5077516,9 руб. (59)

3. Определяем отчисления на социальное страхование.
ОсоцРаб+ИТР=169257,6+115018=284275,6 руб. (60)

4. Определяем расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
4.1. Годовые амортизационные отчисления.
руб. (61)
где Фср.год – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, руб.
На – норма амортизационных отчислений, %.
На =12 %
руб.
4.2. Определяем величину ремонтного фонда.
руб. (62)
где Нрем – норма на провидение ремонтных работ, %.
Нрем=6%
руб.
руб.

5. Определяем затраты на внутризаводскую перекачку.
Зпер=Спер*Q руб. (63)
Где Спер- себестоимость перекачки 1 тонны сырья (берется по данным предприятия).
Q – количество сырья, перерабатываемого на установке.
Спер=10*261234=2612340 руб.
Зпер=2612340*261234=68243202 руб.

6. Определяем цеховые расходы.
Зцех=7840200 руб. (по данным предприятия) (64)

7. Определяем общие комбинатовские расходы.
Зобщ=38819200 руб. (по данным предприятия) (65)

8. Определяем стоимость побочной продукции.
Споб=Ц*Впоб руб. (66)
Где Ц – ценна за еденицу побочной продукции, руб (берутся по данным предприятия).
Впоб – объем производства того или иного вида побочной продукции.
Споб.р=1951,2*34482=67281278 руб.
Споб.гс=1300,80*23354=30378883 руб.
Споб.сер=216,80*4963=1075978,4 руб.
?Споб=67281278+30378883+1075978,4=98736139 руб.
Определяется производственная себестоимость продукций.
9. Всего выпуска.
Спр=Зс+Звсп+Зт+Зэн+Фг+Осоц.стр+Зсоб+Зцех+Зобщ+Зпер-Споб руб. (67)
Спр=584019000+642948+0+44333483+5077516,9+284275,6+
+6314999,8+7840200+38819200+68243202-98736139=
=656738786 руб.
10. Единицы продукции.
руб/т (68)
руб/т

11. Определяем внепроизводственные расходы.
Внепроизводственные расходы составляют 1-3 % от производственной себестоимости.
Звнепр=0,01*Спр руб. (69)
Звнепр=0,01*656738786=6567387,8 руб.

12. Определяем полную себестоимость продукции.
12.1. Всего выпуска.
Сполн=Спр+Звнепр руб. (70)
Сполн=656738786+6567387,8=663306173,8 руб.
12.2. Единицы продукции.
руб. (71)
руб.

Таблица 15 – Калькуляции себестоимости продукции.

Наимен. статьи Кол-воВ тонн. ЦенаРуб. СуммаРуб. Наимен.Продук. Кол-воВ тонн. Себистоимость
Руб. Всего
Сырьё и основ. Матер.1.К-т бензин кК2.Газ жирный кКИтого 17458286652261234 2796,191300,804096,99 488164,4112716,9600881,3 А.Кальк.1.К-т бензина ст.Итого 196186196186 33473347 656738786656738786
Отходы (потери) безвозв.Итого отходовИтого по ст.1 за вычетом отходовЗатратыпо обработ. 2249258985 В. Некальк.1Серо-водород2 Газ сухой3 Реф- люксИтого 4963233543448262799 216,801300,801951,2- 1075978,4303788836728127898736139
Всего Всего 258985


Таблица 16 – Расшифровка затрат.

Наименование статьи На весь выпуск сумма, руб. На единицу продукции, руб.
Сырьё и основной материалКомпонент бенз. ккГаз жирный кКИтого по ст.12.Вспом. материалыМЭАСода каустическаяИтого по ст. 2Топливо технолог.Энерг. ЗатратыПарВодаЭлектроэнергияСжатый воздухПрочие : АЗОТИтого по ст. 4Затрата на произв.перс.Отчисление на соц.страх.Расходы на сод.и эксплутац. ОборудованияАмортизацияРемонтный фондВнутризаводские перекач.Цеховые расходыОбщезавод.расходыНе калькулируемая прод.Произ.себистоимостьВнепроизводственные расходыПолная себистоимость 488164,412716,9600881,3145642497306642948-20296877273934161750032679694819700418334834754427,9169257,64509999,92254999,968243202784020038819200987361396567387866567387,8663306173,8 2,480,573,060,7422,5343,277-103,41,3982,41,3624,5213,224,20,86222,911,4347,839,9197,8503,2334,7533,4338,1


3.8 Расчет товарной продукции.

Товарная продукция включает в себя стоимость всей выработанной годовой продукции, независимо от того в каком переуди она будет реализована и стоимость полуфабрикатов на сторону.

1. Расчетная цена определяется по формуле.
руб/т (72)
Ц=1,25*338=422,5 руб/т

2. Объем товарной продукции в стоимостном выражении составит.
ТП=Ц*В руб. (73)
ТП=422,5*196186=82888585 руб.

3.9 Расчет технико – экономических покозателей.

1. Производительность труда.
(74)
где В – объем вырабатываемой продукции, т.
Чсп – списочная численность производственных рабочих, чел.
т/чел

2. Определяем фондоотдачу.
т/руб. (75)
где Фср.г – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, руб.
т/руб.

3. Определяем прибыль.
руб. (76)
Где Ц – расчетная цена единицы продукции.
- себестоимость единицы продукции.
П=(422,5-338)*196186=16577717 руб.

4. Определяем рентабельность производства продукции.
% (77)
где С – себестоимость всего выпуска, руб.
%

5. Определяем величину удельных капитальных вложении.
руб. (78)
руб.

6. Определяем срок окупаемости капитальных вложений.
лет (79)
года

Таблица 16 – Технико – экономические показатели.

Наименование покозателей Ед. изменения Количество
Эффективный фонд времени работы оборудованияГодовая мощность установкиВыход основной продукцииЧисленность работниковСтоимость основных производственных фондовПроизводительность трудаФондоотдачаСебестоимость единицы продукцииРентабельность продукцииПрибыльСрок окупаемостиКапитальные вложения ДниТ%чел.Руб.Т/челТ/рубРуб/т%руб.год 33677775,1393758333350300,0052233824,9165777172

Вывод: Установка ГФУ-1 с годовой производственной
Мощностью по переработке сырья 261234 т. является рентабельной Себестоимость единицы продукции составляет 338 руб/т. Капитальные вложения окупаются за 2 года со дня выхода установки на полную мощность. Использование данной установки целесообразно.





41