Максимальная поверхность осаждения:

м2

, /8/ (4.11)

где d - диаметр капель воды, м;

H2O, НЕФТИ - плотность воды и нефти, кг/м3.

НЕФТИ - кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м2/с.

м/с

/8/ (4.12)

Re , т.е. Re < 0,4



,

где h1 - расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела нефть-вода. Принимаем h1 = 2,2 м.

м/час = 2.41610-3 м/сек.

Фактическая скорость осаждения капелек воды в потоке поднимающейся нефти () будет:

(4.14)

м/сек.

Производительность электродегидратора ():

/8/ (4.15)

J м3/сек = 122 м3/час.

Необходимое количество параллельно работающих электродегидраторов (n) :

n

По расчетам достаточно четыре аппарата объемом 600 м3, как на установке.

4.3 Технологический расчет поверхности теплообменников

4.3.1 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т2

Обессоленная и обезвоженная нефть в количестве 486110 кг/ч с плотностью 873 кг/м3 поступает в теплообменник с температурой 60 0С, где нагревается до 112 0С за счёт тепла 474800 кг/ч подготовленной стабильной нефти с плотностью 865 кг/м3, начальная температура которой 160 0С. Необходимо определить поверхность теплообмена, если КПД теплообмена 95% и конечную температуру стабильной нефти, поступающей из колонны в группу теплообменников Т-2. Коэффициент теплоотдачи 120 ккал/(м2 * 0С).

Gсыр=486110 кг/ч, , t1сыр=60 0С, t2сыр=112 0С - температуры сырой нефти,

Gстаб=474800 кг/ч, t1стаб=160 0С - температура стабильной нефти;

К=120 ккал/(м2 * 0С), КПД=0,95.

Количество сырой нефти:

Gсырнефть=485137,8кг/ч - количество сухой нефти (98,8%),

Gсырвода=972,2 кг/ч - количество воды (0,2%);

Количество стабильной нефти:

Gстабнефть=473850,4 кг/ч - количество сухой нефти (98,8%),

Gстабвода=949,6 кг/ч - количество воды (0,2%);

с = 4,18 теплоёмкость воды;

ссыр=0,873 плотность сырой нефти,

сстаб=0,865 плотность стабильной нефти;

Исходя из температур, находим энтальпию по табличным данным:

I1сыр=100,33 кДж/кг, I1стаб=291,683 кДж/кг, I2сыр=196,61 кДж/кг.

Находим количество тепла сырой нефтью (Qсыр):

Qсыр=Q2сыр - Q1сыр, (4.17)

где Q1сыр - количество тепла сырой нефти на входе в теплообменник,

Q2сыр - количество тепла сырой нефти на выходе из теплообменника;

Q1сыр=Gсырнефть * I1сыр +Gсырвода * с * t1сыр, (4.18)

Q1сыр=485137,8 * 100,33 +972,2 * 4,18 * 60 = 4,892*107 ккал/час,

Q2сыр=Gсырнефть * I2сыр +Gсырвода * с * t2сыр, (4.19)

Q2сыр=485137,8 * 196,61 +972,2 * 4,18 * 112 = 9,584*107 ккал/час;

Qсыр=9,584*107 - 4,892*107 = 4,692*107 ккал/час;

Количество тепла стабильной нефти (Qстаб) :

Qстаб = Qсыр, Qстаб = Q2стаб - Q1стаб, (4.20)

где Q1стаб- количество тепла стабильной нефти на входе в теплообменник

Q2стаб -количество тепла стабильной нефти на выходе из теплообменника;

Q1стаб = Gстабнефть * I1стаб +Gстабвода * с * t1стаб, (4.21)

Q1стаб = 473850,4 * 291,683 +949,6 * 4,18 * 160 = 13,88*107 ккал/час;

Q2стаб = Gстабнефть * I2стаб +Gстабвода * с * t2стаб, (4.22)

Q2стаб = Q1стаб * KPD - Qсыр, (4.23)

Q2стаб = 13,88*107 * 0,95 - 4,692*107 ккал/час,

Q2стаб = 8,499 * 107 ккал/час;

Из формулы (4.22) находим температуру стабильной нефти на выходе из теплообменника:

t2стаб = (Q2стаб - Gстабнефть * I2стаб ) / (Gстабвода* с ) ,

где I2стаб подбираем из талицы зависимости энтальприи от температуры,

I2стаб = 178,49 кДж/кг;

t2стаб = (8,499 * 107- 473850,4 * 178,49) / (949,6 * 4,18),

t2стаб = 103 0С;

Поверхность теплообмена находим по формуле (4.21):

F =Qсыр / К * Т sr, /8/ (4.25)

F = 8594 м2

Полученный результат поверхности теплообмена 8594 м2 позволяет обеспечить заданную производительность установки по сырой нефти 486110 т/год, так как общая поверхность теплообмена группы теплообменников Т2 составляет 4297 м2, количество группы теплообменников равно 8, с учетом того,что поверхность теплообмена одной группы теплообменников равна 560 м2. Расчетное число теплообменников равно заводскому.

4.3.2 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т1

Сырая нефть в количестве 513700 кг/ч с плотностью 875 кг/м3 поступает в теплообменник с температурой 18 0С, где нагревается за счет тепла 474800 кг/ч подготовленной стабильной нефти с плотностью 865 кг/м3, до температуры 80 0С. Определяем поверхность теплообмена, если КПД теплообмена 95%, и конечную температуру стабильной нефти, пришедшей на охлаждение с блока теплообменников Т2. Коэффициент теплопередачи 120 ккал/(м2 * 0С).

Gсыр=513700 кг/ч, t1сыр=8 0С, t2сыр=60 0С - температуры сырой нефти,

Gстаб=474800 кг/ч, t1стаб=103 0С - температура стабильной нефти

K = 120 ккал/(м2 * 0С), КПД = 0,95

Количество сырой нефти:

Gсырнефть=489043 кг/ч - количество сухой нефти (95,2%),

Gсырвода=24658 кг/ч - количество воды (4,8%);

Количество стабильной нефти:

Gстабнефть=473850,4 кг/ч - количество сухой нефти (98,8%),

Gстабвода=949,6 кг/ч - количество воды (0,2%);

с = 4,18 теплоёмкость воды;

ссыр=0,873 плотность сырой нефти,

сстаб=0,865 плотность стабильной нефти;

Исходя из температур, находим энтальпию по табличным данным:

I1сыр=7,848 кДж/кг, I1стаб=178,57 кДж/кг, I2сыр=104,647 кДж/кг.

Находим количество тепла сырой нефти (Qсыр):

Qсыр=Q2сыр - Q1сыр, (4.26)

где Q1сыр - количество тепла сырой нефти на входе в теплообменник,

Q2сыр - количество тепла сырой нефти на выходе из теплообменника;

Q1сыр=Gсырнефть * I1сыр +Gсырвода * с * t1сыр, (4.27)

Q1сыр=489043* 7,848 +24658* 4,18 * 8 = 5,736*107 ккал/час,

Q2сыр=Gсырнефть * I2сыр +Gсырвода * с * t2сыр, (4.28)

Q2сыр=489043* 104,647 +24658* 4,18 * 60 = 5,736*107 ккал/час;

Qсыр=5,736*107 - 5,736*107 = 5,5 *107 ккал/час;

Количество тепла стабильой нефти (Qстаб) :

Qстаб = Qсыр, Qстаб = Q2стаб - Q1стаб, (4.29)

где- Q1стаб- количество тепла стабильной нефти на входе в теплообменник

Q2стаб -количество тепла стабильной нефти на выходе из теплообменника;

Q1стаб = Gстабнефть * I1стаб +Gстабвода * с * t1стаб, (4.30)

Q1стаб = 473850,4 * 178,57 +949,6 * 4,18 * 103 = 8,5*107 ккал/час;

Q2стаб = Gстабнефть * I2стаб +Gстабвода * с * t2стаб, (4.31)

Q2стаб = Q1стаб * KPD - Qсыр, (4.32)

Q2стаб = 8,5*107 * 0,95 - 5,5 *107 ккал/час,

Q2стаб = 2,577 * 107 ккал/час;

Из формулы (4.31) находим температуру стабильной нефти на выходе из теплообменника:

t2стаб = (Q2стаб - Gстабнефть * I2стаб ) / (Gстабвода* с ) ,

где- I2стаб подбираем из талицы зависимости энтальпии от температуры,

I2стаб = 54,1 кДж/кг;

t2стаб = (2,577 * 107- 473850,4 * 54,1) / (949,6 * 4,18),

t2стаб = 34,75 0С;

Находим среднюю разность температур по формуле

 /8/ (4.33)

где, = t1_стаб - t2_сыр = 43⁰С,

= t2_стаб - t1_сыр = 26,75⁰С,

Tsr = 34,3;

Поверхность теплообмена находим по формуле (4.34):

F =Qсыр / К * Т sr, /8/ (4.34)

F = 15300 м2

Полученный результат поверхности теплообмена 15300 м2 позволяет обеспечить заданную производительность установки по сырой нефти 513700 т/год, так как общая поверхность теплообмена группы теплообменников Т1 составляет 7650 м2, количество теплообменников равно 14, с учетом того, что поверхность теплообмена одной группы теплообменников равна 560 м2. Расчётное число теплообменников Т1 равен заводскому.

5 Контроль производства

5.1 Аналитический контроль производства

В лаборатории САУКПН проводят лабораторный анализ сырья, т.е. водонефтяной эмульсии, нефти на каждой ступени подготовки, ШФЛУ и дренажной воды. В таблице 5.1 приведены периодичность, методы этих анализов и показатели контролируемых параметров:

Таблица 5.1 - Аналитический контроль технологического процесса

Наименование операции, процесса, продукта	Место отбора проб	Контроли-руемые параметры	Метод контроля (методика ГОСТ)	Частота (периодич-ность) контроля
После ступени «обезвоживания»	на выходе ГО	вода	ГОСТ 2477-65 АВЛ-1	через 2 часа
После ступени «обессоливания»	на выходе ШО	вода	ГОСТ 2477-65 АВЛ-1	через 4 часа
Готовая нефть	на выходе с установки	вода	ГОСТ 2477-65 АВЛ-1	через 2 часа
После ступени «обессоливания»	на выходе ШО	соль	ГОСТ 21534-76	через 4 часа
Готовая нефть	на выходе с установки	соль	ГОСТ 21534-76	через 2 часа
ШФЛУ	емкости бензина	компо-нентный состав	ТУ-38-101524 -83	через 4 часа
Сточная вода	с выкида насосов	КВЧ	инструкция «ТатНИПИ нефть»	один раз в смену
Сточная вода	с выкида насосов	содержа-ние нефтепро-дукта	ОСТ-133-85	один раз в смену

5.2 Автоматизация производственного процесса

5.2.1 Цель и назначение автоматизации

Проведение некоторых современных технологических процессов возможно только при полной их автоматизации. Это объясняется сложностью и большой скоростью протекания технологического процесса, высокой чувствительностью их к нарушению режима, вредностью условий работы и пожароопасностью переработанных веществ.

Автоматизация современного производства - это одно из главных направлений совершенствования технологического процесса предприятий. При автоматизации повышается производительность труда, улучшается качество продукции, равномерно используются энергетические и сырьевые ресурсы.

Автоматизация позволяет повысить уровень условий труда, обеспечить безопасность ведения работ, сократить численность обслуживающего персонала.

Развитие автоматизации химической промышленности характеризуется сложностью и многообразием операций и оборудования. Управление такими производствами возможно лишь при широком использовании методов и средств автоматизации.

Развитие автоматизации химической промышленности связано с вопросами взрыво- и пожароопасности перерабатываемого сырья, агрессивностью токсичностью продуктов, полупродуктов и их компонентов, необходимостью предотвращения вредных выбросов в окружающую среду.

Указанные особенности, высокая чувствительность к нарушению технологического режима, а также необходимого своевременного и соответствующего воздействия на процесс, в случае отклонения от заданных по регламенту условий не позволяет даже опытному аппаратчику обеспечить качественное ведение процесса вручную. Поэтому в настоящее время эксплуатация процессов химической и нефтеперерабатывающей промышленности немыслима. Основной целью автоматизации является безопасное ведение процесса при оптимальных условиях, в связи, с чем увеличивается эффективность процесса /12/.

5.2.2 Анализ статических и динамических характеристик

Объектом регулирования является блок обезвоживания нефти - горизонтальные отстойники ГО 1-8 и теплообменники Т-1. Регулируем давление в горизонтальном отстойнике. Он должен быть на пределе от 0,4МПа - до 0,52МПа.

5.2.3 Обоснование выбора приборов контроля и управления

При выборе параметров для контроля и регулирования надо учитывать:

- прибор должен обеспечивать необходимое измерение, должен быть достаточно быстродействующим и надежным в работе;

- приборы, устанавливаемые по месту должны быть легко доступными для наблюдения, контроля и обслуживания.

Для контроля и регулирования применяют приборы системы «Старт». Они просты по устройству, надежны. Элементы системы «Старт» обладают высокой чувствительностью.

Регулирование расхода по методу переменного перепада давления является достаточно точным, удобным, универсальным. Он применяется если все сечение трубы заполнено измеряемым веществом, поток является стационарным. Установка для измерения расхода по методу переменного перепада давления состоит из расположенного в трубе устройства для измерения сечения потока. Чаще применяют стандартное сужающее устройство, в зависимости от диаметра трубы. На трубопроводе устанавливается камерная диафрагма ДК 40-50, сигнал от которой поступает к дифманометру и на вторичный прибор, работающий в блоке с регулятором, который подает сигнал на регулирующий клапан.

Регулирование температуры осуществляется малоинерционным термоэлектрическим преобразователем градуировки хромель-копель ТХК-0515. Измерение температуры преобразуется в выходной электрический сигнал, соответствующий температуре по месту и поступает на милливольтметр, а если необходимо регулирование, то на вход автоматического моста (первичный сигнал преобразуется в унифицированный сигнал с помощью термопреобразователя сопротивления), термопреобразователь формирует управляющее воздействие в виде пневматического сигнала и передает его на регулирующее устройств.

Перечень параметров контроля и регулирования по объекту приведены в таблице 5.2 и 5.3

Таблица 5.2 - Автоматизированные параметры

Аппарат	Параметры
	Температура	Давление	Расход	Уравень
ГО	+
ШО	+

Таблица 5.3 - Автоматизированные параметры

Аппарат и параметр	Величина параметра и размерность	Вид автоматизации
		измерение	регули-рование	сигнализация	защита	блокировка
ГО 1-8 -уровень воды -тем-ра нэ -давление на входе ТО-1 -расход нэ -тем-ра нэ на входе	5% 40 С 5 кгс/см2 600 м3/ч 20 0С	+ + + + +	+	+

5.2.4 Контроль качества выбросов в водный и воздушный бассейн

Периодический контроль загрязнения атмосферного воздуха осуществляется переносными газоанализаторами. Перечень приборов для контроля загрязнения атмосферного воздуха приведён таблице 5.4 /7/.

Таблица 5.3 - Перечень приборов для контроля загрязнения атмосферного воздуха.

Контролируемый параметр	Тип газоанализатора	Технические данные приборов	Завод-изготовитель
1	2	3	4
Окись углерода	Палладий 2М электрохимический	Диапазон: 0-3	ПО "Аналит- прибор", Смоленск
Углеводороды	623ИН02 пламенноиоизационные	Диапазон: 0-5, 0-15, 0-50; погрешность: + 15 %; масса: 35 кг	"Севнад - электроприбор", Нальчик
Окись азота	645ХЛ01 химилюсцентный	Предел измерения: 0,15-1,5; расход смеси: 16 л/г	"Завод средств автоматики", Смоленск

6 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия, мероприятия по охране труда

6.1 Общая характеристика проектируемого объекта

Цель проекта - обеспечение пожаро- и взрывобезопасности проектируемого объекта, правильное ведение технологического режима. Проектируемым объектом является установка комплексной подготовки нефти «Северо-Альметьевская УКПН». Современное нефтегазодобывающее управление (НГДУ) располагает большим разнообразным хозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефтепластовых, сточных и пресных вод.

Северо-Альметьевская УКПН расположена вблизи города Альметьевск, предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти до кондиции согласно ГОСТ-9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий», выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки «Б», согласно условиям поставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93, выработки растворителя парафинов на собственные нужды, подготовки воды для закачки ППД (поддержание пластовых давлений) и отделения попутного газа.

Категорирование производственных помещений и наружных установок по взрывопожароопасности приведены в таблице.

Категорирование производственных помещений и наружной территории по взрыво- и пожароопасности

Наименование производств /отдельных помещений/ и сооружений	Категория производств по пожарной опасности	Класс взрывопожаро-опасности /по ПУЭ/
Площадка расположения колонны	Ан	В-1г
Площадка бензосепаратора	Ан	В-1г

Площадка расположения колонны и площадка бензосепаратора относятся к категории Ан, в них присутствуют (хранятся, перерабатываются, транспортируются) горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28°С, вещества и (или) материалы, способные гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха и (или) друг с другом (при условии, что величина пожарного риска при возможном сгорании указанных веществ с образованием волн давления превышает одну миллионную в год на расстоянии 30 м от наружной установки).

6.2 Производственная безопасность

6.2.1 Описание технологического процесса, технологическое оборудование, требования к организации технологического процесса и безопасности эксплуатации технологического оборудования

Сырая нефть из товарного парка поступает теплообменники группы Т-1 где нагревается и подается в горизонтальные отстойники, где происходит отстой и отделение от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей. Из отстойников ступени обезвоживания нефть поступает в шаровые отстойники обессоливания, где происходит её окончательное обезвоживание и обессоливание. Перед ступенью обессоливания в нефть подается теплая пресная вода. Обезвоженная и обессоленная нефть прокачивается через теплообменники группы Т-2, печи ПБ-20 и поступает на стабилизационную колонну К-1. Сверху стабилизационной колонны К-1 пары легких углеводородов охлаждаются, конденсируются и поступают в буферную емкость Е-4 Неконденсированные газы и пары отводятся сверху бензосепаратора. Стабильная нефть из нижней части колонны К-1 отводится через теплообменники Т-2 и Т-1, где она отдает тепло нефти, идущей на подготовку и с температурой 40-45 0С поступает в технологические резервуары товарного парка по готовой нефти. Периодически из стабилизационной колонны К-1 отбирается растворитель парафинов.

К числу физических вредных факторов присутствующих на установке относятся:

- воздействие движущихся машин и механизмов (вращающиеся роторы насосов, устройства для подъема тяжестей);

- повышенный уровень шума (в насосной);

- повышенная температура поверхностей оборудования;

- повышенной напряжение в электрической цепи.

Общие требования безопасности к технологическим процессам устанавливаются согласно ГОСТ 12.3.002-75 «Процессы производственные. Общие требования к безопасности». Проектирование, организация и проведение технологических процессов должны предусмотреть:

устранение непосредственного контакта работающих с исходными материалами, полуфабрикатами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное действие;

замену технологических процессов и операций, связанных с возникновением опасных и вредных производственных факторов, процессами и операциями, при которых указанные факторы отсутствуют или обладают меньшей интенсивностью;

комплексную механизацию, автоматизацию, применение дистанционного управления технологическими процессами и операциями при наличии опасных и вредных производственных факторов.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала движущиеся части насосов и других механизмов должны иметь ограждения.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна быть не более 45оС внутри помещений и 60оС на наружных установках.

Места, где производится подъем грузов с помощью транспортных средств на высоту должны быть ограждены.

Технологические трубопроводы являются источником повышенной опасности, так как в процессе эксплуатации может произойти разрушение труб и разгерметизация соединительных фланцев.

С целью исключения образования взрывоопасных концентраций углеводородов с воздухом в насосных, на площадках отстойников и электродегидраторов, установлены сигнализаторы довзрывных концентраций газов с подачей звукового и светового сигналов.

При нарушении технологического режима работы установки возникает опасность выделения горючих и взрывоопасных газов, паров, что может привести к возгоранию, взрывам, химическим ожогам, отравлению обслуживающего персонала

Меры по предупреждению аварийной разгерметизации:

строгое соблюдение норм технологического режима;

систематический и постоянный контроль состояния оборудования и трубопроводов и исправности защитных средств и систем;

своевременный и качественный ремонт оборудования, трубопроводов и противоаварийных средств.

6.2.2 Электробезопасность

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) проводимые работы по опасности поражения током относятся к опасному и особо- опасному классу, т.к. характеризуются наличием активной органической среды и возможностью одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землёй и металлоконструкциями зданий , технологических аппаратов с одной стороны, и металлическим корпусом электрооборудования с другой.

ПУЭ предусмотрено применение при напряжении до 1000 В лишь двух сетей: трехфазной с изолированной нейтралью и четырёхпроводной с заземленной нейтралью.

Для электрооборудования I категории надежности электроснабжения используют трехпроводную сеть с изолированной нейтралью тип А.

Степень защиты IP-54 - оболочка электрооборудования, предохраняющая персонала от соприкосновения инструмента, проволоки, толщина которых превышает 1 мм, с токоведущими частями внутри оболочки; предохраняющая от попадания посторонних мелких твердых тел толщиной не менее 1 мм.; предохраняющая от брызг.

В трехфазных сетях с изолированной нейтралью применяют защитное заземление - это преднамеренное электросоединение с землей или её эквивалентом механических токоведущих частей, которые могут оказаться под напряжением при замыкании на корпус и по другим причинам. Принцип действия защитного заземления - снижение напряжения между корпусом, оказавшийся под напряжением, и землей до безопасного значения. Для электрооборудования с напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства: Rз<4Ом. Во взрывоопасных зонах В-1г используются электрооборудование с повышенной надежностью против взрыва.

В соответствии с ГОСТ 12.1.019 - 79 «Электобезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты», в целях уменьшения опасности поражения током, для питания ручного электрического оборудования, переносных ламп, используется напряжение 12-22 В.

6.3 Производственная санитария и гигиена труда

6.3.1 Микроклимат

В соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» определяют нормы оптимальных и допустимых параметров микроклимата: температура, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне.

В таблице 6.3 приведена категория тяжести выполняемых работ для основных рабочих:

Таблица 6.3 - Характеристика выполняемых работ

Категория работ	Энергозатраты	Характеристика работы
	Ккал/ч	Вт
Легкая 1б (операторная)	121-150	140-174	Производимая сидя, стоя или связанная с ходьбой, и сопровождающая незначительным физическим напряжением

Оптимальная величина показателей микроклимата приведена в таблице 6.4

Таблица 6.4 - Оптимальная величина показателей микроклимата

Период года	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха Vв , м/с
Холодный	21-23	20-24	60-40	0,1
Теплый	22-24	21-25	60 -40	0,1

Допустимая величина показателей микроклимата приведена в таблице 6.5

Таблица 6.5 - Допустимая величина показателей микроклимата

Период года	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха, Vв , м/с
	Диапазон ниже оптим. величин	Диапазон выше оптим. величин
					Для диапазона tв ниже оптим. величин, не более	Для диапазона tв выше оптим. величин, не более
Холодный	19,0-20,9	23,1-24,0	18,0-25,0	15-75	0,1	0,2
Теплый	20,0-21,9	24,1-28,0	19,0-29,0	15-75	0,1	0,3

6.3.2 Вентиляция и отопление (ГОСТ 12.4.021-88 ССБТ «Системы вентиляционные. Общие требования»)

Для обеспечения нормальных метеоусловий, удаления и снижения вредных веществ в помещениях (операторной, насосной) предусмотрена естественная и искусственная вентиляция.

К естественной относится вентиляция через дверные проемы, форточки, дефлекторами.

Искусственная- общеобменная приточно-вытяжная с кратностью воздухообмена в операторной Пк=6ч-№, в насосных Пк=4ч-№. Вентиляция в операторной имеет обычное исполнение, в насосном - взрывозащищенного исполнения. В насосных, согласно инструкции, предусмотрена аварийная вентиляция с автоматическим включением с помощью сигнализатора-датчика, действие которого начинается при концентрации взрывоопасного вещества на 20% меньше нижнего концентрационного предела взрываемости. Кроме автоматического включения предусмотрена дистанционное включение.

Для поддержания t=18-20°С в зимнее время, проектом предусмотрено паровое отопление, работающее от ближайшей ТЭЦ.

6.3.3 Освещение производственных помещений

В соответствии с СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» освещенность производственных зданий бывает естественной в дневное время и искусственной в ночное время. Для создания оптимальных условий для трудового процесса во всех производственных помещениях и наружных установках необходимо предусмотреть рациональное освещение рабочих мест и рабочих зон. Предусмотрено естественное боковое и общее искусственное освещения.

Нормы естественной и искусственной освещенности выбираются в соответствии с разрядом зрительной работы, определяемым по величине объекта различения. Характеристика объекта представлена в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Характеристика освещенности объекта.

Характеристика зрительной работы	Разряд зрительной работы	Освещенность при общем освещении Е лк.	КЕО при боковом освещении %
Общее наблюдение за ходом производственного процесса в операторной	IV	200	1,5

Требуемая площадь световых проемов при боковом освещении определяется по формуле:

, [22] (6.1)

где S0 - площадь окон, мІ;

еН - нормированное значение КЕО (принимаем по таблице);

Кэ - коэффициент запаса, принимается в диапазоне 1.2 - 2.0(1,5);

з - световая характеристика окна принимается в зависимости от отношения длины помещения L к его глубине B и от отношения глубины помещения B к его высоте от уровня рабочей поверхности до верха окна 1(9,5);

Kэд - коэффициент, учитывающий затенения окон противостоящими зданиями, допускается принимать в диапазоне 1 - 1.7(1,4);

Sn - площадь пола, мІ(96);

ф0 - общий коэффициент светопропускания, изменяется в диапазоне 0.6 - 1.0(0,7);

r1 - коэффициент, учитывающий отражение света от потолка, стен и отношение длины помещения L к его глубине B, меняется в пределах 1.5 - 5.7(1,6).

м2

Необходимое количество ламп, обеспечивающих нормированное значение освещенности:

Приблизительно выбираем количество ламп, обеспечивающее нормированное значение освещенности N = 18 и по формуле (6.3) пересчитываем величину светового потока:

, [22] (6.2)

Находим по таблице [27] соответствующее значение F, близкое к найденному и выбираем тип лампы, а также пересчитываем расчетное F до табличного значения меняя количество ламп. Таким образом, тип лампы ЛБ -40 , Fтабл = 3120. Пересчитываем количество ламп до приближения Fрасч к Fтабл.

, [22] (6.3)

где E - нормированная освещенность, лк; Sn - площадь помещения, м2(96);

К - коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности ламп в процессе эксплуатации(1,1);

Z - поправочный коэффициент светильника(1,3);

F - световой поток лампы выбранной мощности и типа;

n - коэффициент использования светового потока(0,5).

окон

Типа лампы - ЛБ40, количество ламп 18.

6.3.4 Шум и вибрация

Источниками шума и вибрации являются вращающиеся и движущиеся части, детали машин, механизмов и аппаратов.

На постоянных рабочих местах и в рабочих зонах производственных помещениях и на территории предприятия уровень звукового давления со среднегеометрической частотой 63 Гц не должен превышать 99 Дб. В насосных наблюдается шум с уровнем звукового давления 85 Дб. Уровень звукового давления в операторной с речевой связью по телефону и рации равен 65 Дб, что также соответствует норме с ГОСТ 12.01.003-83«Система безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности.»).

Звукоизоляция обеспечивается (в виде стен, перегородок и т.д.), препятствующих распространению шума из одного помещения в другое или в одном помещении. Защита от аэродинамического шума, возникающего при работе вентиляционных установок, проводится с применением глушителей, которые установлены на воздуховодах, магистралях выброса.

Для снижения уровня вибрации применяют упругие элементы, размещенные между вибрирующей машиной и ее основанием.

6.3.5 Средства индивидуальной защиты

Средства защиты применяют для предотвращения или уменьшения воздействия на работников опасных и вредных производственных факторов.

При малых концентрациях вредных веществ в воздухе для защиты используется противогазовый респиратор. При высоких концентрациях - изолирующий противогаз, марка коробки А, цвет коричневый.

Кроме спецодежды (халаты, костюмы, обувь, рукавицы, головной убор), специальных очков и противогазов на установке также используются следующие средства индивидуальной защиты.

Согласно ГОСТ 12.4.011-75 «Средства защиты работающих. Классификация» на установке в качестве постоянных СИЗ используются:

- диэлектрические перчатки (l=350) - латексные Эн резиновые штанцованные Эн;

- инструменты с изолирующими рукоятками;

- электроизолирующая каска;

- указатели напряжения.

Дополнительные средства защиты:

- изолирующая подставка;

- диэлектрический коврик;

- диэлектрические галоши;

- диэлектрические боты.

6.4 Пожарная профилактика

6.4.1 Источники пожара, методы и средства тушения пожара

Установка расположена на открытой площадке и в соответствии с СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» относится к категории Ан, поэтому степень огнестойкости - II; класс пожара - Б, С, т.к. основными взрыво- пожароопасными продуктами являются нефть, газ, химические реагенты.

Сырая нефть хорошо горит на воздухе, поэтому основной метод тушения нефти - это применение огнетушителей, пены, песка.

Для определения загазованности насосной установлен сигнализатор горючих газов СГП-ГХА4, показывающий степень концентрации газов в насосной.

Для тушения очагов пожара электроустановок, производственных помещений, сырой и готовой нефти на установке должны быть следующие средства пожаротушения:

- огнетушители ОП-10, ОУ-3, ОВП-50, ОУ-25;

- стационарная система пожаротушения в насосных;

- стационарная система пожарных гидрантов;

- стационарная система пенотушения в насосных.

Тушение небольших очагов пожара производится первичными средствами пожаротушения.

1) пенные огнетушители предназначены для тушения пожаров и загораний твердых веществ и материалов. Бывают двух видов:

- химические; подлежат зарядке каждый год независимо от того, использовались или нет;

- воздушно-пенные; ими запрещается тушить электроустановки под напряжением.

2) порошковые огнетушители предназначены для тушения пожаров и загораний нефтепродуктов..

3) углекислотные огнетушители предназначены для тушения загораний различных веществ и материалов. Бывают ручные и передвижные. Запрещается тушить материалы, горение которых происходит без доступа воздуха. Типы: ОУ-2, ОУ-10, ОУ-80.

4) внутренний пожарный кран для тушения пожаров и загораний веществ и материалов, кроме электроустановок под напряжением.

На установке имеется система паротушения. Пар может быть также подан к очагу пожара от паровых стояков, имеющихся вдоль главной эстакады УКПН. Колонна оборудована кольцами орошения.

6.4.2 Молниезащита

Здания и сооружения установки по устройству молниезащиты относятся

ко II и III категориям и подлежат защите от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и от заноса высокого потенциала. Ожидаемое количество N поражений молнией в год для высотных сооружений рассчитывается для калонны стабилизации с высотой 42,5 м и диаметром 4м по формуле:

N = 9·р·hІ·n·10-6, где h - высота сооружения, м;

n - удельная плотность ударов молний в землю.

N = 9·3.14·42,5І·2·10-6=0.102

N<1, следовательно тип зоны защиты сооружения - Б.

От прямых ударов молнии защита осуществляется молниеотводы стержневого типа. Высоту одного стержневого молнеотвода для зоны Б определяем по формуле:

h = 1/1.5·(rх + 1.63· hх), где rх - радиус зоны защиты на высоте, м;

hх - высота защищаемого объекта, м.

h = 1/1.5·(4 + 1.63· 42,5) = 48,85 м

h0 = 0,92 * h h0 = 0,92 * 48,85 = 44,94

r0 =1,5 * h r0 =1,5 * 48,85 = 73,3

Для защиты от вторичных проявлений и от статического электричества аппаратура заземляется с помощью стальных уголков размером 50х50х5 мм длиной 3 метра, забиваемых в землю на глубину 3,5 м и соединенных между собой полосовой сталью размером 40х4 мм. Сопротивление заземления молниезащиты - не более 10,0 Ом.

Схема стержневого молнеотвода представлена на рисунке 6.1.

h - высота стержневого молниеприемника; h0 - высота зоны защиты над уровнем земли; hx - высота защищаемого объекта; rx - радиус зоны защиты на высоте защищаемого сооружения; r0 - радиус зоны защиты на уровне земли.

Рисунок 6.1 - Схема стержневого молнеотвода

6.4.3 Статистическое электричество

Заряды статического электричества накапливаются при передвижении жидкости по трубопроводам, при сливе и наливе жидкости из цистерн емкостей. Предупреждение возможного возникновения опасности накопления статического заряда обеспечивается путем заземления оборудования и коммуникаций. Все аппараты и трубопроводы заземлены, сопротивление зданий до 10 Ом. При наливе жидкостей в емкость, сливная труба опускается до дна аппарата, струя направляется на стену со скоростью 0.5 -0.7 м/с. Площадка вокруг емкостей бетонируется.

Согласно ГОСТ 12. 1. 088 - 93 ССБТ «Пожаровзрывобезопасность статистического электртичества. Общие требования» объект по ЭСИБ относится к классу электростатической безопасности ЭIII - сильная электризация, т.к. относится к объекту, в котором применяют вещества и материалы с сv (удельное объемное электрическое сопротивление) более 108 Ом·м.

6.5 Экологичность проектируемого объекта

В целях снижения опасности и вредности производства все технологические процессы подготовки нефти и воды полностью герметизированы.

В целях защиты атмосферного воздуха от загрязнения сброс с предохранительных клапанов аппаратов предусматривается в дренажную емкость. Наиболее важным звеном в части снижения вредных выбросов в атмосферу является сокращение потерь нефти.

В целях сокращения потерь:

– на I, II ступени сепарации поддерживается минимальное давление;

– ведется полная утилизация хвостовых газов стабилизации;

– используется безрезервуарная сдача нефти;

– выполняется в полном объеме процесс стабилизации нефти;

– ведется внедрение трехступенчатой сепарации нефти.

Кроме этого:

а) группа резервуаров №14-21 обвязана газоуравнительной линией, введена в действие установка улавливания легких фракции;

б) для постоянного контроля загазованности воздушной среды на узле внедрена система экологического мониторинга АО «Татнефть» с использованием комплексных датчиков загазованности ДЗК-02;

в) на площадке печей ПБ-20 и территории бензосклада дополнительно смонтирована система сигнализаторов загазованности СТМ-10.

С целью охраны водоемов от попадания загрязненных стоков все промстоки направляются по системе трубопроводов на очистные сооружения с последующей подачей их в систему ППД, используется герметичная система канализационных сетей.

С факелов в атмосферу сбрасываются дымовые газы, которые состоят из углеводородов (количество выбросов - 188,443 г/сек, установленная норма содержания загрязнений в выбросах - 257,152 г/сек), угарного газа (количество выбросов - 2,441 г/сек, установленная норма содержания загрязнений в выбросах - 4,261 г/сек), окисла азота (количество выбросов - 0,498 г/сек, установленная норма содержания загрязнений в выбросах - 0,578 г/сек).

7 Экономическая оценка проекта

Проектируемым объектом является установка комплексной подготовки нефти (УКПН), предназначенный для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Получаемые продукты: товарная нефть, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Производство непрерывное, число смен - 3, продолжительность рабочей смены - 8 часов, проектная мощность - 4,5 млн. т/год по сырью.

Сводный товарный баланс установки по проекту приведен в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Сводный товарный баланс установки

Показатели	Проект
	тыс. т/год	% масс.
ПРИХОД: 1.Нефтяная эмульсия 2.Пресная вода	4500 61,3	100 1,43
Итого:	4561,3	101,43
РАСХОД: 1.Стабильная нефть 2.ШФЛУ 3.Дренаж 4.Потери	4159,2 81,9 269 51,21	92,5 1,82 5,97 1,14
Итого:	4561,3	101,43

• ? товарной продукции=4159,2+81,9=4241,1 тыс. т/год = = 484,1 т/ч

7.1 Расчет капитальных затрат на ОПФ

Расчет капитальных затрат на строительство зданий и сооружений приведен в таблице 7.2. Расчёт капитальных затрат на оборудование приведен в таблице 7.3.

Таблица 7.2 - Расчет капитальных затрат на строительство зданий и сооружений

Наименование	Стоимость, руб.	Амортизационные отчисления
		Норма, %	Стоимость, руб.
Здания: 1) Здание произв. корпуса САУКПН 2) Здание столовой 3) Здание управления 4) Котельная 5) Здание склада Сооружения: Прочие	6 328 663 2 096 910 3 675 823 2 366 976 681870 9 813 738 3 098 167	1,9 1,7 2,3 2,0 1,4 4,8 3,2	120 244,6 35 647,5 84 543,9 47 339,5 9546,2 471 059,4 99 141,3
Итого:	28 062 147		867 522,4

Таблица 7.3 - Расчёт капитальных затрат на оборудование

Наименование оборудования	Кол., шт.	Стоимость ед., руб.	Суммарная стоимость, руб.	Сумма аморт. по проекту, руб.
				%	сумма, руб./год
I.Технологическое оборудование:
1) Отстойники ОГ-200П 2) Печь ПБ-20 3) Шаровой отстойник 4) Теплооб.-к ТП-1400 5)Колонна стабилизации 6) Бензосепаратор 7) АВЗ 8) Емкость - 200 м3 9) Емкость - 100 м3 10) Емкость - 50 м3 11) Емкость - 32 м3 12) ГРП 13) ЦНС 60х165 14) Насос ЦНС 60х130 15) Насос НК 65/135 16) Насос НК 560х180 17) Насос 8НГД6х1 18) Насос НК 200х120	8 3 4 52 1 1 2 7 3 5 3 1 3 3	1 323683 2 734 000 2 003 500 1271400 4 895 995 1 352 000 1 749 250 338 532 264 900 131 000 99 656 2 463 090 469 780 574 500	10 589 464 8 202 000 8 014 000 66 112 800 4 895 995 1 352 000 3 498 500 2 369 724 794 700 655 000 298 968 2 463 090 1 409 340 1 723 500 788 000 2 543 290 735 540 1 903 825	12,0 8,9 11,1 11,1 12,0 9,0 12,0 8,9 9,0 8,5 8,5 8,3 11,1 11,1 11,1 11,1 11,1 11,1	1 270 735,7 729 978 889 554 7 338 520,8 587 519,4 121 680 419 820 210 905,4 71 523 55 675 25 412,3 204 436,5 156 436,7 191 308,5 86 680 171 305,2 81 644,9 211 324,6
	2 3 6 5	394 000 847 763 122 590 380 765
Итого:			118 349 736		12 936 248
IIНеучтённое оборудование III Трубопровод IVЭлектросиловое оборудование V КИПиА	1% 2% 5% 1%		11834 973,6 23669 947,2 5 917 486,8 17752 460,4	11,0 9,0 8,0 15,0	1 301 847,1 2 130 295,2 473 398,9 2 662 869,1
Итого:			59 174 868		6 568 410,3
Всего:			177 524 604		19504 658,3

Сводная система капитальных затрат приведена в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Сводная система капитальных затрат

Наименование затрат	Сумма, руб.	%
Здания и сооружения Оборудование	28 062 147 177 524 604	13,65 86,35
Итого:	205 586 751	100

Оборотные производственные фонды = (? об.ср.) *1,1

• Затраты - ? амор. *5 = 18783024357-867520-19504660 *5 = 257022770
• 365 365

1) ВВ*7/365 = 28794343000*7/365 = 552220276,7

Об. фонды = ( 1+ 2 ) *1,1 =(257022770+552220276,7)*1,1=890167350,8

7.2 Расчет численности и фонда заработной платы работающих

Расчет численности и фонда заработной платы рабочих приведен в таблице 7.5.

Таблица 7.5 - Расчет численности и фонда заработной платы рабочих

Наименование профессии	Разряд	Зч, руб.	Кол-во смен	Численность
				смен	явоч	спис
1	2	3	4	5	6	7
Основные: Старший оператор Оператор установок - обезвоживания и обессоливания - стабилизации	5 4 3	70,5 62,1 55,2	3 3 3	1 2 3	3 6 9	4 8 12
Итого:						24
Вспомогательные: Лаборант химическ. анализа при САУКПН Подсобный рабочий Распределитель работ Слесарь ремонтник Чистильщик Элекрогазосварщик Слесарь КИП и А	4 2 4 3 2 6 6	62,1 50,4 62,1 55,2 50,4 83,1 83,1	3 3 3 3 3 3 3	1 1 1 2 1 1 1	3 3 3 6 3 3 3	4 4 4 8 4 4 4
Итого:						32
Всего:						56

Расчет тарифного фонда заработной платы основных рабочих определяется по формуле:

Зтар = Тэф*Зчас *Чсп, /15/ (7.1)

где Зчас - часовая тарифная ставка, руб.;

Тэф - эффективный фонд времени, ч:

Тэф=Тк - Тппр - Ттех - Твых - Тпразд

Тк - календарный фонд времени(365дней)

Тппр - планово-предупредиельный ремонт (5 дней)

Ттех - технологические остановки (5 дней)

Твых - выходные дни(96дней)

Тпразд - праздничные дни(20дней)

Тэф=365 - 5 - 5 - 96 - 20 = 239 дней (1912 часов)

Чсп - списочная численность, чел.

Зтар2 = 1912*50,4*8=770918,4

Зтар3 = 1912*55,2*20=2110848

Зтар4 = 1912*62,1*16=1899763,2

Зтар5 = 1912*70,5*4=539184

Зтар6 = 1912*83,1*8=1271097,6

Итого: Зтар = 6591811,2

Згод = Зосн +дополнит. = Зтар*1,33*1,1 =

= 6591811,2*1,33*1,1=9 643 819,8

Среднемесячная зарплата 1-го рабочего = Згод /(Ч-сть списочная *12)=

= 9643819,8/(56*12)=14351

Выплаты по страховому взносу:

Страховой взнос = 0,36*Згод, /15/ (7.2)

где Згод - годовой фонд заработной платы, руб.

Страховой взнос = 0,36*9643819,8= 3471775,13

Расчет численности и фонда заработной платы ИТР и МОП приведен в таблице 7.6

Таблица 7.6 - Годовой фонд заработной платы

Должности	Штат, ед.	Оклад, руб/мес	Премия, руб/мес	З/п в месяц, руб.	Годовой фонд з/п, руб.
1	2	3	4	5	6
Начальник цеха	1	27 000	17550	44550	534600
Нач. САУКПН	1	25500	16575	42075	504900
Зам. Нач. цеха	2	25500	16575	42075	1009800
Инженер-технолог	1	24 000	15600	39600	475200
Старший механик	1	21000	13650	34650	415800
Инженер-технолог ЦИТС	4	18000	11700	29700	1425600
Инженер по ОТ и ПБ	1	18000	11700	29700	356400
Мастер	1	12000	7800	19800	237600
Экономист	1	12000	7800	19800	237600
Механик	1	10500	6825	17325	207900
Уборщик	1	6000	3900	9900	118800
Итого	13				5524200

Среднемесячная заработная плата одного работающего =

= 18 319

Среднемес.з.п. 1-го работающего=18 319

Выплаты по страховому взносу для ИТР и МОП:

Страховой взнос = 0,36*Згод,

где Згод - годовой фонд заработной платы ИТР и МОП, руб.

Страховой взнос = 0,36*5524200=1988712

Производительность труда одного рабочего:

Пр = Q/Чсп, /15/ (7.3)

где Q - объем производств, т;

Чсп - списочная численность, чел.

Пр = 4241100/56= 75733,9

Производительность труда одного работающего:

Пр = Q/(Чсп+Ч), где Q - объем производств, т;

Чсп - списочная численность, чел;

Ч - численность ИТР и МОП.

Пр = 4241100/(56+13)= 61465,2

Расчет потребности в электроэнергии приведен в таблице 7.7

Таблица 7.7 - расчет потребности в электроэнергии

наименование оборудования	кол-во, штук	ед.мощности, кВт *ч	Эфф. время раб	теоретич. потребность в электроэнергии
1	2	3	4	5
Насос ЦНС 60х130	2	50	8184	818 400
Насос НК 65/135	2	55		900 240
Насос НК 560х180	2	400		6 547 200
Насос 8НГД6х1	4	40		1 309 440
Насос НК 200х120	3	75		1 841 400
итого	13			11 416 680
Прочие (10%)				1 141 668
всего	13			12 558 348

7.3 Калькуляция себестоимости продукции

Расчет затрат приведен в таблице 7.8.

Таблица 7.8- Расчет затрат

Наименование статьи затрат	Годовая потребность	Цена за ед. руб.	Сумма затрат, руб.
1	2	3	4
Переменные: 1. Сырье и материал: - нефть, т.; - вода, т.; - топл. газ, м3.	4 500 000 61 300 320 000	4000 18,2 1500	18 000 000 000 1 114 995 480 000 000
2. Электроэнергия, кВт•ч 3. Фонд заработной платы производственных рабочих 4. Страховые взносы 5. Пар,вода,сжатый воздух* 6. Транспортные расходы* 7. Услуги др.цехов и со стороны* 8. Услуги на сторону 9. Потери* 10.Цеховые расходы*	14 045 520 - - - - - - - - -	1,5 - - - - - - - - -	21 068 281,2 9 643 800 3 471 770 1 720 620 4 674 840 5 057 200 -1 818 630 12 156 270 13 907 740
Итого:			18 740 611 417
Постоянные: 1.Амортизация зданий и сооружений 2.Амортизация оборудования			867 520 19 504 660
3.Годовой фонд заработной платы ИТР и МОП 4.Страховой взнос 5.Капит. ремонт* 6.Лизинг. платежи за аренду имущества* 7.Расход возм. ущерба земле польз.* 8.НИОКР* 9.Содержание зданий и сооружений* 10.Содержание оборудования*			5 524 200 1 988 710 12 680 200 1 009 140 47 190 111 320 130 000 560 000
Итого:			42 422 940
Всего:			18 783 034 357

Себестоимость 1 т. продукции рассчитывается по формуле:

С = (Упостоян.затрат + Уперемен.затрат)/G, /15/ (7.4)

где С - себестоимость продукции, руб.;

G - годовой объем производства, т.

Спроект = 18 783 034 357/4 241 100 = 4428,8

7.4 ТЭП производственного процесса

Технико-экономические показатели процесса приведены в таблице 7.9

*- по данным завода

Таблица 7.9-Технико-экономические показатели

Показатели	Ед.изм.	По проекту
1	2	3
1. Мощность по сырью	тонн	4 500 000
2. Годовой выпуск товарной про-дукции в натуральном выражении	тонн	4 241 100
3.Валовая выручка	руб.	28 794 343 000
4. Инвестиции, всего, в т ч:	руб.	1 095 754 350
капитальные затраты в основные средства		205 587 000
вложения в оборотные средства		890 167 350
5. Численность работающих	чел.	69
в том числе рабочих		56
7. Производительность труда:	т/чел.
1-го работающего		61465,2
1-го рабочего		75733,9
8. Выработка:	руб./чел
1-го работающего		417309318,8
1-го рабочего		514184696,4
9. Среднемесячная зарплата:	руб/чел.
1-го работающего		18319
1-го рабочего		14351
10. Себестоимость ед-цы продукции	руб/т	4428,8
11. Оптовая цена видов продукции	руб./т - нефть - ШФЛУ	6671 12800
12. Чистая прибыль	руб.	8 009 046 914,4
13. Рентабельность:	%
продукции		42,6
продаж		27,8
14. Фондоотдача	руб./1 руб.	140
15. Срок окупаемости кап затрат	лет	0,2

• Валовая выручка(ВВ) = объем выпускаемой продукции*цена (7.5)
• ВВ = 4159200*6671+81900*12800 = 28 794 343 000
• Всего инвестиций = вложения в О.С.+вложения в Об.С.=
• =24 670 000 +205587 000=230 257 000
• Производительность труда одного работающего:
• Выработка:
• одного работающего: = ВВ/Ч-сть работающих = 417309318,8
• одного рабочего: = ВВ/Ч-сть рабочих = 514184696,4
• ВП - валовая прибыль = ВВ-Всего затрат =
• = 28 794 343 000 - 18 783 034 357 = 10011308643 (7.6)
• Чистая прибыль (ЧП) = ВП * 0,8 = 10 011 308 643* 0,8 = 8009046914,4
• Рентабельность:
• 1)продукции =ЧП/Всего затрат =(8009046914,4 /8783034357) *100% = 42,6
• 2)продаж=ЧП/ВВ =(8009046914,4 /28794343000) *100% = 27,8
• Фондоотдача = ВВ/О.С=28794343000/205587000= 140 /15/ (7.7)
• Срок окупаемости = Инв/ЧП=1095754350/8009046914= 0,2 /15/ (7.8)
• 8 Стандартизация

ГОСТ 2.105 - 95	ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.
ГОСТ 2.108 - 68	ЕСКД. Спецификация.
ГОСТ 2.109 - 67	ЕСКД. Основные требования к чертежам. Правила выполнения чертежей деталей, сборочных, общих видов, габаритных и монтажных чертежей.
ГОСТ 2.305 - 68	ЕСКД. Изображения: виды, разрезы, сечения.
ГОСТ 2.312 - 68	ЕСКД. Условные изображения и обозначение швов сварных соединений.
ГОСТ 2.316 - 68	ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований.
ГОСТ 2.789 - 74	ЕСКД. Обозначения условные графические. Аппараты колонные.
ГОСТ 3.1105 - 84	ЕСТД. Форма и правила оформления документов общего назначения.
ГОСТ 3.1205 - 85	ЕСТД. Системы обозначения технологической документации.
ГОСТ 7.1 - 2003	СИБ и Д. библиографическое описание документа.
ГОСТ 12.1.005-88	Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.008-76	Обеспечение нормальных метеоусловий, удаления и снижения вредных веществ
ГОСТ 12.4.023-76	Средство индивидуальной защиты. Общие технические средства.
ГОСТ 21.404 - 85	СПДС. Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах.
ГОСТ 33-82	Метод определения кинематической вязкости
ГОСТ 1437-76.	Метод определения серы.
ГОСТ 2177-82	Метод определения фракционного состава
ГОСТ 2477 - 65	Определение содержания воды по методу Дина и Старка.
ГОСТ 2667-82	Метод определения цвета нефтепродуктов
ГОСТ 3900-85	Метод определения плотности
ГОСТ 6356-75.	Метод определения температуры вспышки.
ГОСТ-9965-76	Степень подготовки нефти для нефтеперерабатывающих предприятий
ГОСТ 11851-86	Метод определения содержания парафина
ГОСТ 14202 - 69	Обозначение потоков (трубопроводов на технологической схеме).
ГОСТ 20287-71	Метод определения температуры застывания
ГОСТ 21534 - 76	Определение хлористых солей.
ГОСТ 22985-90	Метод определения сероводорода.
ОСТ 39-071-78	Определение полного состава воды
ОСТ-133-85	Определение содержание нефтепродуктов в сточной воде
СНиП 23-05-95	Естественное и искусственное освещение.
СНиП 24.04.05-91	Отопление, вентиляция и кондиционирование.
СНиП 245-71	Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий.
СНиП II-А.5-70	Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений.
ПУЭ-86	Правила устройства электроустановок
НПБ-105-03	Определение категорий наружных установок по пожарной опасности.
ТУ-38-101524 -83	Технические условия на марки ШФЛУ

Заключение

В курсовом проекте проведен расчет работы установки комплексной подготовки нефти с производительностью по сырью 4500000 т/год. Проведены материальные расчеты блоков обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

Рассчитаны материальные балансы блоков обезвоживания, обессоливания и стабилизации, количествр горизонтальных отстойников, теплообменников группы Т1 и Т2, а так же их размеры. Основные расчеты произведены с использованием программы MATHCAD.

Подобраны приборы системы «СТАРТ» для автоматизации контроля и регулирования параметров колонны.

Разработаны мероприятия по технической и противопожарной безопасности технологического процесса.

Рассчитана себестоимость единицы продукции, которая составила 4428,8 руб/т.

Список использованной литературы

1. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти / В.П.Тронов - Недра, 1977, 271 с.

2. Байков Н.М. Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти / Н.М.Байков - Недра, 1975, 317 с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа / С.А.Ахметов - Уфа, Гилем, 2002, 671 с.

4. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти / В. П. Тронов - Казань, ФЭН, 2000, 230 с.

5. Гречухина А.А. Установки подготовки нефти: Методические указания / А.А.Гречухина - Казань, КГТУ, 1994, 54 с.

6. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии / А.Г.Касаткин - Химия, 1971, 784 с.

7. Установка комплексной подготовки нефти (САУКПН): технологический регламент / НГДУ «Альметьевнефть», 1992, 47 с.

8. Гречухина А.А. Елпидинский А.А. Установки подготовки нефти: Методические указания / А.А.Гречухина - Казань, КГТУ, 2011, 84с.

9. Мухамадиев А.А. Основы расчетов процессов и аппаратов разделения углеводородных смесей / А.А.Мухамадиев - Казань, КГТУ, 2004, 72 с.

10. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др. Технологические расчёты установок подготовки нефти: Учеб. пособие для вузов /М.А.Танатаров - Москва, Химия, 1987, 352 с.

11. Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химических технологии: Пособие по проектированию / - Москва, Химия, 1983, 271с.

12. Голубятников В.А., Шувалов В.В. Автоматизация производственных процессов и АСУП в химической промышленности /В.А.Голубятников - Химия, 1985, 323 с.

13. Долин П.А. Справочник по технике безопасности / П.А.Долин - Энергоиздат, 1982, 800 с.

14. Макаров Г.В., Васин А.Я., Маринина Л.К. Охрана труда в химической промышленности / Г.В.Макаров - Химия, 1989, 496 с.

15. Барышев Ю.Н., Вольперт В.И. Экономическое обоснование курсовых и дипломных проектов: Методическое указание / Ю.Н.Барышев - Казань, КГТУ, 1996, 28 с.

Размещено на Allbest.ru