Процесс гидроочистки топлива

ПДК смеси с углеводородами - 3 мг/м.

Легкий газойль - вязкая жидкость, желтоватого цвета, имеет запах дизельного топлива. Раздражающе действует на кожу, вызывает заболевания кожи.

ПДК - 300мг/м, ПВК - 1,4% - 7,5%

Моноэтаноламин - щелочь, при попадании на кожу вызывает химический ожог, не взрывоопасен.

ПДК - 0,5 мл/л

Дизельное топливо - относится к малотоксичным веществам, оказывает раздражающее действие на слизистые оболочки и кожу.

ПДК - 300 мг/м

Углеводородные газы - оказывают сильное наркотическое воздействие, вызывают как острое, так и хроническое отравление.

ПДК - 300 мг/м

Водородсодержащий газ - бесцветный газ, без запаха. Смесь водорода с воздухом и кислородом взрывоопасна.

ПДК - 300 мг/м

1.8.7. Для предотвращения несчастных случаев, заболеваний и отравлений, связанных с производством согласно отраслевых норм, обслуживающий персонал установки обеспечивается следующими средствами защиты:

- спец. одежда

- рукавицы из хлопчатобумажной ткани

- защитные очки для предотвращения попадания брызг жидких нефтепродуктов и реагентов в глаза

- индивидуальный фильтрующий противогаз с коробкой марки «БКФ»;

- спец. обувь (кожаные ботинки)

Кроме того, установка комплектуется:

- шланговыми противогазами марки ПШ - 1

- аварийным запасом фильтрующих противогазов

- респираторами для ведения работ с выделением пыли (перегрузка катализатора, чистка аппаратов).

Всем работникам установки для нейтрализации вредных веществ выдается спец. питание.

Для обеспечения пожарной безопасности и своевременной ликвидации возможных возгораний все производственные помещения обеспечены:

а) первичными средствами пожаротушения:

- огнетушители ОХП - 10

- ящики с песком

- асбестовыми одеялами

- углекислотными огнетушителями ОУ - 8

б) стационарными средствами пожаротушения

- системой противопожарного водопровода

- системой паротушения

- системой пенотушения

1.8.8. Требования безопасности во время работы (при эксплуатации трубопроводов, оборудования, коммуникаций, аппаратов).

При эксплуатации установки необходимо вести технологический режим в строго с соответствии с параметрами, указанными в технологическом регламенте, технологической инструкции и заданной технологической карте на конкретной период времени.

1.8.9. При эксплуатации печи необходимо:

а) во время работы контролировать показания приборов;

б) вести визуальный контроль за состоянием труб змеевиков, трубных подвесок и кладки печи;

в) не допускать прекращения движения продукта по змеевикам печей;

г) вести наблюдение за работой форсунок ( все форсунки должны быть равномерно нагружены, факела должны быть одинаковых размеров, не касаться труб змеевиков);

1.8.10. При эксплуатации ректификационной колонны:

а) контролируются показания КИПиА, не допускается отклонение параметров от заданных в технологической карте;

б) контролируются герметичность трубопроводов, во избежание утечки продуктов;

1.8.1. При эксплуатации теплообменников:

а) контролируются температура нагреваемого и охлаждаемого потоков, поддерживается заданная температура;

б) контролируются давление в теплообменнике, которое недолжно превышать допустимое рабочее давление;

г) при обнаружении пропуска во фланцевые соединения, теплообменник отключается от действующих аппаратов и коммуникаций для его устранения;

1.8.12. При эксплуатации ёмкостей :

а) контролируется уровень продукта и давление, во избежание отклонения их от заданных параметров;

б) ведётся контроль за герметичностью фланцевых соединений

1.8.13. При эксплуатации трубопроводов:

а) контролируется состояние наружной поверхности и наружных элементов ( сварных швов, фланцевых соединений, заземления ) с записью в вахтовом журнале

б) контролируется состояние подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землёй во избежание опасного провисания и деформации.

1.9 Охрана окружающей среды

Установка гидроочистки дизельных топлив имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу:

- организованные

- неорганизованные

К организованным выбросам относятся дымовые газы из дымовой трубы печей и выбросы вытяжной системы вентиляции, газы продувки компрессоров на свечу, газы регенерации.

Источниками неорганизованных выбросов являются воздушники аппаратов, продувочная свеча, неплотности технологического оборудования аппаратного двора.

Основными вредными веществами, выбрасываемыми, в атмосферу из источников являются: углеводороды, окислы азота, сероводород, окись углерода, сернистый газ.

Согласно ГОСТу 17.2.302.-78 и «Временной инструкции по установлению допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями Миннефтехимпрома РФ» установлены следующие величины ПДК в рабочей зоне:

Сернистого газа (SO ) -10 мг/м

Окиси углерода (CO) -20 мг/м

Сероводород (H S) -10 мг/м

Углеводород -300 мг/м

Окиси азота -5 мг/м

Выбросы через неплотности оборудования определяются условно, процесс ведется в герметически закрытой системе.

Для снижения выделения выбросов в атмосферу предусмотрены следующие мероприятия:

1. Освобождение системы аппаратов и трубопроводов от газообразных продуктов и паров нефтепродуктов при сбросе давления осуществляется в закрытую факельную систему.

2. Сухой газ производства сбрасывается в линию топливного газа и используется как топливо.

Для исключения сбросов жидких нефтепродуктов со сточными водами на очистные сооружения предприятия предусматриваются мероприятия:

1. Дренирование системы аппаратов, оборудования, трубопроводов от остатков жидких продуктов производства осуществляется в закрытую систему (дренажную емкость Е - 5), с последующей откачкой дренажа в резервуары сырьевого парка.

2. Вода в водяные холодильники поступает из системы оборотного водоснабжения. За состоянием оборотной воды на выходе с установки ведется систематический контроль, во избежание попадания в нее нефтепродукта.

3. Промывание воды от смыва полов в открытой насосной и газовой компрессорной сбрасываются в промышленную канализацию, оборудованную гидрозатворами, затем на очистные сооружения.

4. Ливневые стоки с территории установки направляются в промывную канализацию.

Для снижения норм расхода воды на установке необходимо производить контроль за температурой отходящей воды и чистить пучки холодильной аппаратуры в период ремонта.

Для контроля за процессом горения и полноты сжигания топлива установлен тягомер для измерения разрежения в камерах радиации и конвекции (разряжение должно быть до 30 мм вод. ст.)

Высота дымовой трубы 120 метров обеспечивает рассеивание вредных веществ.

Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу. Методы их утилизации, переработки. Твердые и жидкие отходы

Таблица №1.5.

№	Наименование отходов	Куда складируется, транспортируется	Периодичность образования	Условия (метод и место) захоронения, обезвреживание, утилизация	Количество т/2 года	Примечание
1.	Отработанный катализатор	Затаривается в металлические бочки	По истечению срока службы (4,5 года) после регенерации	Отправляются на переработку на катализаторную фабрику.	52,3	Возможно загрязнение воздуха,воды и земли.

Таблица 1.6. Сточные воды

№	Наименование стока	Количество образования сточных вод. М/час	Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность выбросов	Куда сбрасывается	Установленная норма содержания загрязнений в стоках мг/л	Примечание
1.	Ливневые стоки с площадок, стоки от мытья полов	0,03	Очистные сооружения	периодически	в промывную канализацию	1000
2.	После пропарки, промывки аппаратов при ремонте	10,0	Очистные сооружения	периодически, в период подготовки к ремонту	в промывную канализацию	1000

Таблица 1.7. Выбросы в атмосферу

№ п.п.	Наименование сброса	Количество образование выбросов по видам г/сек	Условия (метод) ликвидации, обезвреживание, утилизация	Периодичность выбросов	Установленная норма содержания загрязнений в выбросах	Примечание
1.	Дымовые газы печей П-1, П-2 печь неоргоническая SO CO NO CH	0,032 0,075 2,47 0,0026	выброс из трубы высотой 120 м	постоянно	0,221 0,075 = 0,0026
2.	Газы регенерации катализатора SO CO H S	6,96 0,096 0,669	выброс из трубы высотой 120 м	в период регенирации	6,96 0,096 0,669
3.	Вентсистема помещения компрессорной	0,2139		постоянно	0,2139
4.	Неорганизованные выбросы	10,854		постоянно	10,854

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет материального баланса гидроочистки дизельных топлив

№ п/п	наименование	%	Тыс.т/год	выход Т/сут	Кг/
1	2	3	4	5	6
1.	Приход 1. дизельное топливо 2. ВСГ Итого:	100 300 400	2100,00 6300 8400	6268,66 18805,97 25074,63	261194,16 783582,09 1044776,25
2.	Расход 1. УВ газ на печи 2. УВ газ с установки 3. ВСГ с установки 4. Сухой газ 5. Сероводород 6. ОДТ с установки 7. Потери с ВСГ 8. Потери сырья Итого:	0,58 0,16 299,1 0,9 0,34 97,64 0,9 0,38 400	12,18 3,36 6281,10 18,90 7,14 2050,44 18,90 7,98 8400,00	36,36 10,03 18749,55 56,42 21,31 6120,72 56,42 23,82 25074,63	1514,00 417,91 781231,34 2350,75 888,06 255029,90 2350,75 923,54 1044776,25

2.2 Расчет материального баланса реактора Р - 1

№ п/п	наименование	%	Т/сут	Выход, Кг/час	Кг/сек
1.	Приход 1. газосырьевая смесь - дизельное топливо - ВСГ Итого:	100 300 400	6268,66 18805,97 25074,65	261194,17 783582,08 1044776,25	72,56 217,66 290,21
2.	Расход 1.газопродуктовая смесь - очищенное дизельное топливо - ВСГ - УВ газы - сероводород Итого:	98,02 300 1,64 0,34 400	6144,54 18805,98 102,81 21,31 25074,64	256022,50 783582,08 4283,75 887,92 1044776,25	71,12 217,66 1,19 0,25 290,22

2.3 Расчет теплового баланса реактора Р-1

Qвх = Qвых

1. Расчет тепла, поступившего в реактор:

Qвх = Qвсr + Qдиз.т. + Qреакции, где

Qвсr - тепло, вносимое водородсодержащим газом, кДж/к

Qреак - тепло, выделяемое при реакции, кДж/кг

Qдиз.т. - тепло, вносимое с сырьем, кДж/кг

1). Расчет тепла, вносимое с водородсодержащим газом:

Qвсr = * Gвсr, где

- энтальпия ВСГ при температуре 623 К, кДж/кг

- количество ВСГ, кг/час

Состав ВСГ

Наименование	%	Кг/час
Н СО СО СН	80 5,5 7 ,5 7,0	626865,66 43097,01 58768,66 54850,75

Значение энтальпии газов находим по графику для определения теплоемкости газов в зависимости от температуры.

С - теплоемкость газа при температуре входа, ед.

Т - разность температур входящего сырья и температуры процесса, ед.

= 14,4 * (628-623) - 14,4 * 5 = 72 кДж/к

= 14,0 * (628-623) = 14,0 * 5 = 70 кДж/кг

= 3,0 *5 = 15 кДж/кг

=14,5 * 5 = 72,5 кДж/кг

= 0,8 * 72 + 0,055 * 70 + 0,055 * 15 + 0,07 *72,5 =

= 57,6 + 3,85 + 1,13 + 5,07 = 67,65 кДж/кгК

Qвсr = 783582,08 * 67,65 = 53009327,71 кДж/кг

2). Расчет тепла, вносимого с дизельным топливом:

Qдт = Gдт, где

- энтальпия дизельного топлива при температуре 623 К, кДж/кг

Gдт - количество дизельного топлива, кг/час

- относительная плотность дизельного топлива, кг/час.

- поправка на температуру для жидкой фракции

+ 5 = 0,855

0,855 + 5 * 0,000699 = 0,8585

*798,86 = 862,70 кДж/кгК

Qдт = 862,70 *261194,17 = 225332210,5 кДж/кг

Qвх = 53009327,71 = 225332210,5 + Qреак = 278341538,20 + Qреак.кДж/кг

II. Расчет тепла, выносимого из реактора

Qвых =Q одт + Q всr + Q увr + Q ,где

Q од.т - тепло, выносимое с очищенным дизельным топливом, кДж/кг

Q всr - тепло, выносимое с водородсодержащим газом, кДж/кг

Q увr - тепло, выносимое с углеводородными газами, кДж/кг

Q - тепло, выносимое с сероводородом, кДж/кг

1). Расчет тепла, выносимого с очищенным дизельным топливом:

Qодт = * G олт, где

- энтальпия очищенного дизельного топлива, кДж/час

G олт - количество выходящего очищенного дизельного топлива, кг/час

одт.628 = *

= 0,855

= 0,855 = 5 * 0,000699 = 0,8585

* 813,02 = 877,99 кДж/кг

Qодт = 877,99 * 256022,5 = 224785194,8 кДж/кг

2). Расчет тепла, выносимого с ВСГ:

Q всг = всг * G всг, где

- энтальпия ВСГ с учетом состава газа и температуры, кДж/кгК (справочные данные).

- количество выходящего ВСГ, кДж/кг.

Q всг = 67,65 * 783582,08 = 53009327,71 кДж/кг.

3). Расчет тепла, выносимого с углеводородными газами:

Q ув = ув * G ув, где

- энтальпия углеводородных газов с учетом состава газа и температуры, кДж/кгК

Gув - количество углеводородных выходящих газов, кг/час.

- мольные дозы метана и этана соответственно.

- энтальпии метана и этана соответственно, кДж/кг.

= С * Т = 14,5 * 5 = 72,5 кДж/кг

= С * Т = 14,1 * 5 = 70,5 кДж/кг

n = 0,30 n = 0,70

ув = 0,3 * 72,5 + 0,7 * 70,5 = 71,1 кДж/кг

Q ув = 71,1 * 4283,75 = 21655255,84 кДж/кг

4). Расчет тепла, выносимого с Н S

Q = * G , где

- энтальпия Н S с учетом температуры, кг/час

G - количество, образующегося ВСГ, кг/час

Энтальпию Н S находим по графику для определения теплоемкости газов.

= С * Т = 14,08 * 5 = 70,4 кДж/кг

Q = 70,4 * 887,92 = 62509,57 кДж/кг

5). Расчет количества всего выходящего тепла:

Qвых = 224785194,8 + 53009327,71 + 21655255,84 + 62509,57 = 299512287,9 кДж/кг

III. Расчет тепла, выделяющегося в результате процесса гидроочистки.

Q реак = Q вых - Qвх

Q реак = 299512287,9 - 278341538,20 = 21170749,72 кДж/кг.

Тепловой баланс реактора Р - 1

№	наименование	G кг/час	Т,К	d	кДж/кг	Q кДж/час
1.	Приход: 1. дизельное топливо 2. водородсодержащий газ 3.теплота реакции Итого:	261194,17 783582,08	623 623	0,855	=862,70 67,65	225332210,5 53009327,71 21170749,72 299512287,9
2.	Расход: 1.очищенное дизельное топливо 2.ВСГ 3.углеводородные газы 4.H S Итого:	256022,5 733582,08 4283,75 887,92	628 628 628 628	0,855	877,99 67,65 71,1 70,4	224785194,8 53009327,71 21655255,84 299512287,9

2.4 Расчёт конструктивных размеров аппарата (реактора гидроочистки)

1.1. Находим площадь поперечного сечения реактора по формуле:

V

S = м

3600*w

Где: V -объём паров проходящих через свободное сечение реактора (м /час)

- допустимая скорость паров в свободном сечении реактора (м/сек)

1.2. Величину V определяем по формуле:

22,4--S--C:/М: * Тр * 0,1

V= ______________________ м /час

273 * p

Где: S С:/М: - количество паровой смеси в реакторе (нмоль/час)

Тр - температура в реакторе (К)

p--- абсолютное давление в реакторе

1.3. Для расчёта S--С:/М: необходимо определить среднюю молекулярную массу по формуле:

М = 60 + 0,3* Тср + 0,001* Тср

1.4. Рассчитываем среднюю молекулярную массу:

М = 60 + 0,3*256 + 0,001*256 = 137,3

С: 261194,16 6529,85

S--___=_________+________--=5167,6 нмоль/час

М: 137,3 2

Тогда:

22,4*5167,6*685,5*0,1

V=____________________ =11626,7 м /час

2.1. Рассчитываем площадь поперечного сечения реактора:

11626,7

S=________ =6,25 м

3600*0,6

3.1 Диаметр реактора находим исходя из формулы:

D = 1,128 S

где: S - площадь поперечного сечения реактора , м

3.2 Расчёт диаметра реактора:

D = 1,128 6,25 = 2,82 м

4.1 Рассчитываем высоту реактора по формуле:

Vp

h = _____

S

где: h - высота (м)

Vp- объём реакторного пространства ( м ).

S - площадь поперечного сечения реактора (м ).

4.2 Объём реакционного пространства находим по формуле:

G к.р.

Vp =_______

п.с.

где: G к.р. - количество катализатора в реакционном пространстве (кг)

п.с. - плотность псевдоожиженного слоя катализатора.

4.3. Количество катализатора в реакционном пространстве находим по формуле:

Сс

Gк.р. = _______

--------------------------------hg

где: Cc - загрузка реактора (кг/час).

hg - массовая скорость подачи сырья

Отсюда следует, что:

261194,16

G к.р. = ___________ = 58380,8 кг

4,474

58380,8

V = _________ = 72,9 м

800

72,9

h = _______ = 11,664 м

6,25

Вывод:

На основании проведенного расчета получили высоту h = 11,664 м,

диаметр D = 2,82 м ,из этого следует, что реактор имеет запас по нагрузке аппарата.

3. Экономическая часть

3.1 Расчет затрат на сырье

Сырье	сутки	месяц	цена (руб).
Дизельное топливо Итого:	6268,66 6268,66	187092 187092	497,06 497,06

3.2 Расчет затрат на вспомогательные материалы

№	Наименование материала	цена	расходная норма	Ед. изме рения	Сырье	Плановая потребность
1. 2.		9499,00 665,43	0,3 0,02	Кг/т Кг/т	187092 187092	56 535 3,75 2,5
	Итого:					Итого: 535,5

Затраты на вспомогательные материалы за декабрь 2000 года на установке Л -24 -9 составили 535,5 рублей.

3.3 Расчет затрат на энергию

№	Наименование энергоресурса	Расходная норма	Единица измерения	Сырье	Цена, руб.	Плановая потребность
						тонн	Тыс. руб
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.	Электроэнергия Теплоэнергия Вода оборотная Воздух КИИ Воздух технический Топливо жидко Газ топливный Итого:	16,638 0,03 0,98 1,4 0,1 14,13 21,29	кВтч/т Гкол/т м /т м /т м/т кг/т кг/т	187092 187092 187092 187092 187092 187092 187092	0,342 121,543 268,2 56,6 56,6 284,00 284,00	3112836 6051 184 263 19 2620 3974 3838,5	1126 735 49 15 1 744 1168,5 38,5

Затраты на энергоресурсы за декабрь 2000 года на установке Л - 24 - 9 составили3838,5 тысяч рублей.

3.4 Расчет УПР (условно - постоянных расход)

№ п/п	Наименование статей	Сумма на 1 т (руб.) Калькулирование продукции	Сумма тыс.руб.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.	Зарплата основная Отчисления на социальное страхование Пусковые расходы и амортизации Текущий ремонт ВЗП Цеховые расходы Общезаводские расходы Итого:	0,47 0,18 0,21 1,36 2,92 1,12 6,80	87 34 39 250 534 205 1243 2392

Затраты на УПР за декабрь 2000 года на установке Л - 24 - 9 составили 2392 тысяч рублей.

Итого производственная себестоимость равняется:

С техн = З сыр. + З вспом.мат. + З эн. Ресурсы + УПР

С техн = 84492 тыс. руб. + 535,5 тыс. руб. + 383,5 тыс. руб. + 2392 тыс. руб. = 93258 тыс. руб.

3.5 Расчет не калькулируемой продукции

№ п/п	Наименование продукта	Количество тонн	Цена, руб.	Сумма тыс. руб.
1. 2.	Газ сухой Сероводород Итого:	7358 528	284,00 35,50	1067 19 1086

3.6 Расчет калькулируемой продукции

№ п/п	Наименование продукта	Количество тонн	Цена руб.	Сумма тыс. руб
1.	Дизельное топливо Итого:	182806	497,06	90866 90866

3.7 Расчет внутризаводских цен

№ п/п	Наименование продукта	Себестоимость продукции	Уровень рентабельности	Внутризаводская цена, руб.
1.	Дизельное топливо	497,06	10 %	546,76

3.8 Расчет товарной продукции за декабрь 2000 года

№ п/п	Наименование продукта	Цена, руб.	Плановая потребность	Фактическая потребность
			тонн	тыс. руб.	тонн	тыс. руб
1.	Дизельное топливо гидроочищенное Итого:	546,76 546,76	182838 182838	99968 99968	183850 183850	100522 100522

3.9 Анализ ТП за счет объема переработанного сырья

№ п/п	Наименование продукта	цена	dпл %	Qапл*dпл тонн	Qафк*dпл тонн	+ цена	+ тыс. руб.
1.	Дизельное топливо гидроочищенное Итого:	546,76 546,76	98,01 98,01	179199 179199	180191 180191	+ 992 + 992	+ 542 + 542

Вывод: за счет перевыполнения плана на установке Л - 24 -9 за декабрь 2000 года прибыль от перевыполнения плана за счет переработанного сырья составила 542 тысячи рублей.

3.10 Анализ ТП за счет отбора целевых продуктов

№ п/п	Наименование продукта	Qафк*dфк тонн	Qафк*dфк тонн	dфк %	dпл %	цена	+тонн	+тыс. руб.
1.	Дизельное топливо гидроочищенное Итого	181091 181091	181828 181828	98,9 98,9	98,01 98,01	546,76 546,76	+1636 +1636	+ 895 + 895

Вывод: за счет увеличения процента отбора целевого продукта установки

С 98,01 % по плану до 98,9 % по факту получили прирост товарной продукции на сумму 895 тысяч рублей за декабрь 2000 года.

В целом установка Л - 24 - 9 справилась с плановым заданием.

ТП = 100522 + 542 + 895 = 101959 тысяч рублей.

3.11 Расчет прибыли

ПР = ТП - З

ПР = 100522 - 0,3258 = 7264 тысячи рублей.

3.12 Расчет уровня рентабельности

R = ПР/ З * 100 %

0,0778914 = 7,8 %

3.13 Пути увеличения при рентабельности

1. Увеличение ТП:

а) за счет увеличения объёмов переработанного сырья

б) за счет увеличения отбора целевых продуктов.

2. Уменьшение затрат по основным статьям:

- на сырье

- на электроэнергию;

- на катализатор;

- на общезаводские расходы;

Основные ТЭП установки гидроочистки дизельного топлива Л - 24 -9 (сводная таблица)

№ п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Значение показателя
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.	Объем переработанного сырья Среднесуточная производительность Объем товарной продукции Производительная себестоимость Затраты на 1 рубль ТП Численность промышленного персонала Производительность труда	тонн тонн тыс. руб. тыс. руб. рублей человек тыс.руб./ чел.	187092 6268,66 100527 93258 0,9 20 5026

Вывод: в результате произведенных расчетов в целом установка Л - 24 -9 справилась со своим заданием. Было переработано 187092 тонны сырья и произведено товарной продукции на сумму 100527 тыс. руб. Из-за высоких цен на сырье, реагенты и энергоресурсы произведенная себестоимость составила 100527тыс. руб. Производительность труда при данной загрузке составила 5026 рублей на одного штатного работника.

ВЫВОДЫ

Актуальность данной темы состоит в необходимости глубокой очистки дизельных топлив от сернистых соединений с целью повышения их товарных качеств.

1. Для работы установки на производительность 2100 тыс. тонн в год необходимо 2100 тыс. тонн в год дизельного топлива и 5250 тыс. тонн в год ВСГ. При этом будет получено гидроочищенного дизельного топлива 2050,44 тыс. тонн в год при этом потери составят сырья 7,980 тыс. тонн в год, ВСГ 12,81 тыс. тонн в год, что составит 0,38 и 0,61 % соответственно.

2. При расчете топливного баланса установлено, что реакция гидроочистки экзотермическая с выделением 21140749,72 кДж/кг.

3. При расчете конструктивных размеров реакторов гидроочистки установлено, что на данную производительность требуется аппарат диаметром 2,82 м и высотой 11,4 м, при сравнении их с собственными размерами диаметром 3,56 м и высотой 11,92 м . Следует, что реактор имеет запас мощности.

4. В результате вышеприведенных расчетов в целом установка Л - 24 - 9 справилась со своим заданием за декабрь 2000 года. Было переработано 187092 тонны дизельного топлива и проиведенно товарной продукции на сумму 102789 тысяч рублей. Из-за высоких цен на сырье, реагенты энергоресурсы производственная себестоимость составила 93528 тысяч рублей. В результате чего получили прибыль от переработанного сырья 9532 тысяч рублей.

При данной мощности установки рентабельность составила всего 10,5 %, что является невысоким показателем. Производительность труда при данной загрузке составила 5140 рублей на одного штатного работника.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Горячев В.П. « Основы автоматизации в нефтеперерабатывающей промышленности» - М.; Химия, 1987 год.

2.Гусейнов Д.А. « Технологические расчеты процессов нефтепереработки»

3. Золотникова Л.Г., Колосков В.А., Лобанская С.Н. и др. « Организация и планирование производства. Управление нефтеперерабатывающими и нефтехимическими предприятиями». - М.; Химия, 1988 год.

4. Клименко В.Л. « экономика химической промышленности» - Л.; Химия, 1990 год.

5. Кузнецов А.А. , Судаков Е.И. и др. «Расчет процессов и аппаратов». Химия 1974 год.

6. Миркин Б.М., Наумова Л.Г. « Экология России». М.; АО МДС Юнисам, 1995 год.

7. Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтегазопереработки». М.; Химия 1987 год.

8. Попов А.Н. «Большая химия города Омска» - Омск - 1992 год.

9. Табурчак П.П. «Экономика химического предприятия и предпринимательство». Химия 1995 год.

10. Технологический регламент установки гидроочистки Л - 24 -9

11. Хвостенко М.М. « Переработка и нефтехимия» М - 1997 год №1.

12. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. «химия и технология нефти и газа». Л - 1985 год.

Размещено на Allbest.ru