sт

Нт

350

369

6

185

Вылет фланцевых штуцеров составляет 140 мм

Штуцер 350-10-185- 16СГ ОСТ 26-1404-76

8.5.4 Укрепление отверстий под штуцер.

Различные отверстия в стенках корпуса, днища сварного аппарата для штуцеров и люков ослабляет стенки и поэтому должны быть большей частью укреплены. Укрепление осуществляется патрубком штуцера, утолщением укрепляемой стенки и укрепляющим кольцом.

а - приварным штуцером с внешней стороны; б - приварным штуцером с внешней и внутренней сторон; в - приварной вводной трубой; г - торовой вставкой; д - приварным снаружи накладным кольцом, е - приварными снаружи и изнутри накладными кольцами.

Рисунок 8.19 - Конструкции укреплений отверстий в стенках сварных аппаратов

Наиболее рациональным и поэтому наиболее предпочтительным укреплением является укрепление патрубком штуцера.

Нормативный метод расчета регламентирован ГОСТ 24755-89 (СТ СЭВ 1639-88).

8.5.4.1 Расчет укрепления отверстия под штуцер

Расчетный диаметр цилиндрической обечайки равен геометрическому диаметру DR=4,0 м.

Диаметр штуцера d=0,5 м.

Расчетная толщина стенки штуцера определим по формуле:

м. (8.39)

Исполнительная толщина s1 = sк = 6 мм по таблице 8.10.

Толщина обечайки равна s=12 мм.

Расчетная толщина обечайки sR=3,76•10-3 м.

Расчетный диаметр отверстия под штуцер круглого поперечного сечения, ось которого совпадает с нормалью к поверхности в центре отверстия, определяем по формуле:

dR = d + 2c = 0,5 + 2•0,002 = 0,504 м.

Ширина зоны укрепления в эллиптическом днище определяем по формуле:

м. (8.40)

Наибольший допускаемый диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления, при наличии избыточной толщины стенки определяется по формуле:

м.

Так как внутренний диаметр штуцера d < d0 (0,5 < 0,744 м), то отверстие укреплять нет необходимости.

8.5.5 Расчет колонны К-1 на устойчивость

Допускаемые усилия и момент рассчитывается для минимальной толщины стенки корпуса Sмин=12 мм, взятой с учетом точности измерений и язвенной коррозии. Прибавка на коррозию стали C=2 мм. Допускаемое напряжение для стали 16ГС при 20 0С для условий гидроиспытаний удопГ=196 МПа.

Допускаемое осевое сжимающее усилие:

, (8.41)

где FДОПП- допускаемое осевое сжимающее усилие из условия прочности:

,

,

FДОПП=1.89·107 Н,

FДОПЕ- допускаемое осевое сжимающее усилие в пределах упругости

FДОПЕ=min[FДОПЕ1; FДОПЕ2] .

Допускаемое осевое сжимающее усилие FДОПЕ1 определяется из условия местной устойчивости в пределах упругости:

,

FДОПЕ1=1.08•107 Н.

Допускаемое осевое сжимающее усилие FДОПЕ2 определяется из условия общей устойчивости в пределах упругости:

,

FДОПЕ2=2.92·107Н ,

где л=35.5 - гибкость элемента.

,

FДОП=0.94•107 Н.

Допускаемый изгибающий момент МДОП определяется из условия прочности:

, (8. 42)

,

МДОПП=1.89·107·2572/4=1.21•1010 Н•мм,

,

МДОПЕ=0.794•1010 Н•мм,

,

МДОП=0.66•1010Н•мм=0.66•107 Н•м .

Допускаемое поперечное усилие QДОП:

, (8.43)

где QДОПП- допускаемое поперечное усилие из условия прочности:

,

QДОПП=4707861.99 Н,

QДОПЕ - допускаемое поперечное усилие из условия устойчивости в пределах упругости:

,

QДОПЕ=2271241.73 Н,

,

QДОПЕ=2045628 Н.

Обечайки, работающие под совместным действием нагрузки проверяются:

,

где F- нагрузка от собственного веса аппарата выше расчетного сечения, Н;

M=max[Mv;MR] (Н•м);

Q= max[Pi;Si] (Н).

,

0.45<1.

Условие выполняется.

8.5.6 Расчет колонны К-1 на ветровую нагрузку

Определяем изгибающий момент от ветровой нагрузки, делим колонну условно на 6 участков (таблица 8.20).

Изгибающий момент от ветровой нагрузки в расчетном сечении на высоте Х:

, (8.44)

где n-число участков на расчетном сечении;

m-число площадок на расчетном сечении;

Xi- расстояние от середины i-го участка до поверхности земли, м;

Mнi- изгибающий момент в сечении колонны на высоте Х0 от действия ветра на обслуживающую площадку j, Н•м.

Ветровая нагрузка на i-м участке:

, (8.45)

Статическая составляющая ветровой нагрузки на i-м участке:

, (8.46)

где Di- наружный диаметр с изоляцией, м;

hi- высота i-го участка, м.

Нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки на середину i-го участка:

, (8.47)

где q0-нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м , 480 Н/м2;

i- коэффициент, учитывающий изменение скоростного напора по высоте аппарата, таблица 8.20;

К - аэродинамический коэффициент, 0.85.

Динамическая составляющая ветровой нагрузки:

, (8.48)

где н- коэффициент, устанавливающий корреляцию пульсаций скорости ветра, 0,84;

Gi- вес i-го участка колонны, Н;

о- коэффициент динамичности при ветровой нагрузке, 2.135;

зi- приведенное относительное ускорение тяжести центра i-го участка:

 , (8.49)

где аi, ак - относительное перемещение центров тяжести i-го участка;

z - число участков, 6;

mk - коэффициент пульсации скоростного напора для середины k-го участка на высоте Хk .

Расчет проводим для сечения корпуса на высоте Х0=1.97 м от поверхности земли.

Таблица 8.20

№	1	3	3	4	5	6
hi	1.97	4.81	4.81	4.81	4.81	4.807
Xi	0.985	4.375	9.185	13.995	18.805	23.614
i	0.4875	0.7739	0.974	1.1098	1.2163	1.3052
qist	198.8957	315.7645	397.388	452.8056	496.2321	532.5248
Di	3.032	3.24	3.24	3.24	3.24	3.24
Pist	1188.012	4921.001	6193.053	7056.703	7733.48	8293.904

Значения динамической составляющей и полной ветровой нагрузки представлены в таблице 8.21.

Таблица 8.21

№	1	2	3	4	5	6
mi	1.075965	0.860334	0.769754	0.722633	0.691310	0.668097
Xi/H	0.03786	0.16816	0.35304	0.53792	0.72280	0.90762
вi	0.002	0.040	0.165	0.356	0.595	0.862
аi·108	0.01159	0.05237	0.11235	0.17431	0.23769	0.30188
зi	0.00070	0.00317	0.00681	0.01057	0.01441	0.01830
Pidyn	202.716	2237.354	4800.097	7447.252	10154.698	12889.409
Pi	1390.728	7158.355	10993.150	14503.956	17888.179	21183.313
? Pi	71726.95
Pi(Xi-Х0)	-	17215.84	79315.57	174410.06	301147.49	458481.0

При отсутствии точных данных о форме площадки изгибающий момент в расчетном сечении на высоте Х0 от действия ветровой нагрузки на обслуживающую площадку Мнj равен (таблица 8.22):

, (8.50)

где Xj- высота обслуживающей площадки от поверхности земли, м;

Aj- общая площадь диаметрального сечения площадки, м2;

иj- коэффициент, учитывающий изменение скоростного напора по высоте аппарата;

Kj- коэффициент, зависящий от отношения Xj/Н;

mj- коэффициент пульсации скоростного напора для середины j-ой площадки на высоте Xj.

Таблица 8.22

№	1	2	3	4	5	6	7
Xj	3.7	9.5	12.3	15.1	17.4	20.7	24.5
иj	0.7348	0.9842	1.0663	1.1363	1.1873	1.253	1.3202
Xj/Н	0.1422	0.3651	0.4728	0.5804	0.6688	0.7956	0.9417
Kj	0.069	0.311	0.471	0.653	0.82	1.082	1.417
mj	0.882	0.766	0.737	0.714	0.699	0.681	0.664
Мнj	2754.198	20220.27	33822.98	51476.16	69381.18	101057.7	147277.36
? Мнj	425989.9 Н·м

Изгибающий момент от ветровой нагрузки в расчетном сечении на высоте Х0=1.97 м равен:

Мн=1456559.9 Н·м.

8.6 Теплообменный аппарат

Одним из основных видов технологического оборудования в нефтеперерабатывающих, нефтехимических, химических, газовых и смежных производствах является теплообменная аппаратура, составляющая примерно 30-40 % (по весу) всего оборудования.

Теплообменные аппараты на заводах нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности используют для регенерации тепла потоков и нагрева холодных, конденсации, охлаждения, испарения, кристаллизации, плавления.

Теплообменные аппараты классифицируют в зависимости от назначения (теплообменники, конденсаторы, холодильники, кипятильники, испарители), способа передачи тепла (поверхностные и смешения), а также от конструктивного оформления (кожухотрубные жесткой конструкции с плавающей головкой, с U-образными трубками; погружные змеевиковые, секционные; оросительные; типа «труба в трубе»; конденсаторы смешения с перфорированными полками, с насадкой; воздушного охлаждения горизонтального, шатрового, зигзагообразного, замкнутого типа; рибойлеры с паровым пространством с плавающей головкой, с U-образными трубками). Погружные и оросительные теплообменники применяют в качестве конденсаторов и холодильников. Кожухотрубные аппараты можно использовать как конденсаторы, холодильники, теплообменники; по конструкции они мало различаются. Такие теплообменные аппараты обеспечивают более интенсивный теплообмен при меньшем расходе металла на единицу теплопередающей поверхности, чем аппараты погружного типа, что обусловило широкое их использование. В последнее время в качестве конденсаторов и холодильников широко используют аппараты воздушного охлаждения [11].

Наибольшее распространение на нефтезаводах получили теплообменники кожухотрубные с плавающей головкой. Они применяются для нагрева или охлаждения чаще всего жидких нефтепродуктов.

Процесс теплообмена в аппаратах этого типа осуществляется следующим образом.

Поступив в распределительную коробку, жидкость проходит по трубному пучку в плавающую головку, делает поворот и вновь возвращается. Причем более вязкая и загрязненная жидкость пропускается по трубному пучку.

Удлинение пути жидкости в межтрубном пространстве достигается продольными вертикальными перегородками, позволяющими получить «многоходовой по корпусу».

Кожухотрубный теплообменник с плавающей головкой представляет собой сборную конструкцию, основными элементами которой являются трубный пучок и корпус. Трубный пучок одним концом жестко крепится к неподвижной решетке, другим - к плавающей головке, крышка которой соединена с трубной решеткой при помощи полуколец.

8.6.1 Расчет теплообменного аппарата

Расчет проводится с целью подобрать теплообменный аппарат для охлаждения бензина с 80 ?С до температуры 30 ?С перед подачей его в сепаратор С-1. Расход бензина составляет G1=115398,5(R+1)=346195,5 кг/ч или 346195,5/3600 = 96,17 кг/с (=0,7). Бензин охлаждается оборотной водой, при этом вода нагревается с 20 до 40 ?С. В трубное пространство подаем воду, т.к. это более загрязненный теплоноситель.

Определим физико-химические характеристики горячего теплоносителя (бензин) при средней температуре t2 = (80 + 30)/2 = 55 ?C.

Для определения характеристик нефтепродукта необходимо относительную плотность пересчитать в . Необходимую для практических целей точность дает следующая формула [9]:

, (8. 51)

где г - средняя температурная поправка относительной плотности на 1 К.

Значение г для нефтей и жидких нефтепродуктов можно вычислить по эмпирической формуле М. Кусакова [9]:

(8.52)

Тогда для бензина

,

где .

Плотность горячего теплоносителя при средней температуре t2 = 55 ?С определяем по формуле:

кг/м3. (8.53)

Теплоемкость теплоносителя можно определить по эмпирической формуле Крега [9]:

Дж/(кг•К). (8.54)

Теплопроводность для жидких нефтепродуктов и нефтей можно определить по формуле [9]:

Вт/(м•К). (8.55)

Вязкость бензина при средней температуре равна н1 = 0,4?10-6 м2/с.

Холодный теплоноситель (вода) при средней температуре t2=30 °С имеет следующие физико-химические характеристики: 2=996 кг/м3; 2=0,618 Вт/м•К; 2=0,000804 Па•с; с2=4180 Дж/кг•К [13].

Для жидких нефтяных фракций зависимость удельной энтальпии (h, кДж/кг) от температуры описывается формулой Крега [9]:

. (8.56)

Для начальной температуры t1н=80 °С энтальпия горячего теплоносителя равна:

кДж/кг.

Для конечной температуры:

кДж/кг.

Тепловая нагрузка аппарата:

Q =0,95•G1•(h1н - h1к) = 0,95•96,17•(173,7 - 62,1) = 10198,1 кВт.

Расход охлаждающей воды:

кг/с.

Определение средне-логарифмической разности температур:

80 > 30

40 < 20

Дtм=40 Дtб=10

Дtср.лог= град.

Определим объемные расходы дистиллята и воды:

м2/с,

м2/с.

Ориентировочный выбор теплообменника:

Примем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи Kор=300 Вт/м2•К. Тогда ориентировочное значение требуемой поверхности теплообмена составит:

м2. (8.57)

Охлаждающая холодная вода более грязный теплоноситель, поэтому в трубное пространство направляем холодный теплоноситель.

Для обеспечения турбулентного течения оборотной воды при Re > 10000 скорость в трубах должна быть больше чем:

м/с. (8.58)

Число труб 25х2 мм, обеспечивающих объемный расход оборотной воды при Re=10000:

 шт. (8.59)

Условию n<920 и F<1569 удовлетворяет теплообменник: двухходовой, диаметром dтруб=252 мм, Dкожуха=1200 мм, с числом труб на один ход трубного пространства n=524, число ходов=2 (общее число труб 1048), F =329-740 м2 [12].

Для этого теплообменника проведем уточненный расчет поверхности теплообмена.

Холодный теплоноситель (оборотная вода), как более грязный теплоноситель, подаем в трубное пространство, а кубовый остаток - в межтрубное.

Трубное пространство.

Рассчитаем скорость и критерии Рейнольдса для оборотной воды:

м/с, (8.60)

где щ2 - скорость потока воды в трубном пространстве;

S2=0,179 м2 [12] - площадь сечения одного хода по трубам;

, (8.61)

где Re - критерий Рейнольдса, характеризует режим движения при вынужденной конвекции, являясь отношением сил инерции и сил вязкости (внутреннего трения);

d2 - внутренний диаметр труб.

Критерий Прандтля для воды:

. (8.62)

Для турбулентного режима (Re>10000) необходимо использовать следующую формулу для нахождения критерия Нуссельта:

. (8.63)

Отношение (Pr/Prст)0,25 ориентировочно можно принять равной 1,0.

Тогда

.

Определим коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к воде по формуле:

Вт/(м2•К). (8.64)

Межтрубное пространство.

Рассчитаем скорость и критерии Рейнольдса для горячего теплоносителя:

м/с,

где Sм.тр=0,165 м2 [12] - площадь сечения межтрубного пространства.

.

Критерий Прандтля равен:

.

Для межтрубного пространства в аппаратах при поперечном движении жидкости в случае, когда Re1=54530 > 1000 для шахматных пучков следует использовать следующую расчетную формулу:

, (8.65)

где ец - коэффициент, учитывающий влияния угла атаки жидкости трубы. Применительно к кожухотрубчатым теплообменникам с поперечными перегородками принимают коэффициент ец=0,6, учитывая, что теплоноситель в межтрубном пространстве лишь часть пути движется поперек труб и при угле атаки, меньшем 90 ?; кроме того, он может протекать через щели между перегородками и кожухом или трубами.

.

Определим коэффициент теплоотдачи от горячего теплоносителя к стенки трубы по формуле:

Вт/(м2•К).

Теперь определим коэффициент теплопередачи по формуле:

, (8.66)

где д - толщина стенки трубы;

лм - коэффициент теплопроводности материала трубы.

Коэффициент теплопроводности для стали лм=46,5 Вт/(м•К) (Табл. ХХVIII [13]).

Тогда, коэффициент теплопередачи равен

Вт/(м2•К).

Поверхностная плотность теплового потока составит:

Вт/м2. (8.67)

Тогда расчетная площадь поверхности теплопередачи составит:

м2. (8.68)

Если использовать из выбранного ряда теплообменников, аппарат с длиной труб L=9 м с поверхностью теплообмена F=740 м2, тогда потребуется 2-а теплообменника. Запас при этом составит:

%.

Запас достаточен.

9. Автоматизация

Автоматизация технологических процессов и процессов управления сложными организационными системами в настоящее время стала мощным рычагом дальнейшего развития экономики страны, а в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ей придается особенно большое значение. Высокие темпы развития, сопровождающиеся непрерывным увеличением сложности и скорости технологических процессов, повышением мощности производства и отдельных установок, необходимость непрерывного улучшения качества выпускаемой продукции резко усложняет задачи сбора, обработки информации и принятия правильных решений на всех уровнях управления производственным процессом.

Необходимость дальнейшего повышения производительности труда, эффективности использования резервов производства, сокращения тяжелого физического труда ставит широкие задачи по совершенствованию существующих и внедрению новых средств и систем автоматизации. В этих условиях разработка более совершенных систем управления и средств автоматизации в нефтепереработке и нефтехимии занимает одно из центральных мест в общем комплексе мероприятий, стоящих перед нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью страны.

Конечной целью автоматизации является создание полностью автоматизированных производств, где роль человека сведется к составлению режимов и программ протекания технологических процессов, к контролю за работой приборов и их наладке.

9.1 Автоматизация процесса

Автоматизация производственных процессов является одним из наиболее важных направлений технического прогресса и эффективных средств повышения производительности труда. Объектом регулирования является массообменный процесс - предварительная отпарка бензина в колонне К-1. Ректификационная колонна К-1 сложна для автоматизации вследствие наличия большого числа тарелок, поэтому запаздывание в колонне достигает нескольких десятков минут.

При автоматизации процесса применяют локальные схемы стабилизации и контроля технологических параметров - уровня, давления, расхода, температуры верха колонны К-1 и нефти.

Температура верха колонны определяет качество верхнего продукта и регулируется количеством подаваемого орошения. Подаваемое количество орошения регулируется автоматически с помощью терморегулятора. Клапан регулятора установлен на нагнетательной линии насоса. При повышении температуры верха колонны бензин получается тяжелым по концу кипения, в этом случае требуется уменьшить подачу орошения. Необходимая температура задается индексом терморегулятора вручную. Уровень в колонне должен поддерживаться на постоянной высоте, обозначенной на указателе уровня «нормальный».

Уровень в колонне регулируется автоматически регулирующим клапаном на первом потоке нефти через теплообменники.

Температура низа колонны и входа нефти регулируется на приборе.

Задается вручную и регулируется автоматически температура верха и расход орошения колонны К-1 клапаном на остром орошении, уровень в колонне К-1 клапаном на втором потоке нефти через теплообменники.

Регулируется вручную по анализам ЛТК и показаниям приборов давление в колонне К-1 подачей воды на конденсаторы-холодильники, расходы горячей струи колонны К-1 по потокам через печь П-2, качество продуктов изменением технологического режима установки.

9.2 Анализ технологического процесса как объекта управления

Ректификационная колонна К-1 предназачена для предварительной отпарки бензина из нефти.

Анализ технологического процесса как объекта управления проводим на основе анализа материального и теплового балансов.

9.2.1 Материальный баланс

Уравнение материального баланса по разделяемым потокам:

, (9.1)

где FB ,FC - расходы целевых продуктов из колонны в единицу времени;

FA - расход сырья в единицу времени.

Уравнение материального баланса по газовой фазе в верхней части колонны:

, (9.2)

где PK- давление в колонне;

V- паровой поток в верхней части колонны;

FB- расход компонента бензина в единицу времени;

FD-расход острого орошения в единицу времени.

Уравнение материального баланса для низа колонны

, (9.3)

где SK - площадь горизонтального сечения куба колонны;

LK - уровень в колонне;

GЖ - поток жидкости в нижней части колонны;

FE -расход горячей струи в единицу времени;

rE , rС - удельная теплота испарения соответственно горячей струи и отбензиненной нефти;

q1 - потери;

FС -расход отбензиненной нефти в единицу времени.

Для проведения процесса в качестве регулируемых величин выбираем LK - уровень в колонне, в качестве возмущающего воздействия паровой поток и поток жидкости, регулирующее воздействие - расходы горячей струи, отбензиненной нефти, компонента бензина и острого орошения. К возможным источникам возмущения можно отнести энтальпии горячей струи и отбензиненной нефти, а также потери в окружающую среду.

9.2.2 Тепловой баланс

Уравнение теплового баланса:

, (9.4)

где QA ,QD ,QE -количество тепла соответственно нефти, острого орошения, горячей струи;

QB ,QC - количество тепла соответственно компонента бензина и отбензиненной нефти;

Qпот - тепловые потери в окружающую среду;

Т - температура.

Для управления технологическим процессом в качестве регулируемой величины выбираем Т - температуру, а в качестве возмущающих воздействий QA ,QE , QB ,QC , регулирующих- воздействие QD (см. рисунок 9.2).

Рисунок 9.1 - Структурная схема контроля и регулирования тепла верха колонны К-1

Рисунок 9.2 - Структурная схема контроля и регулирования тепла низа Колонны К-1

9.3 Обоснование выбора технологических средств и разработка функциональной схемы автоматизации

Управление технологическим процессом осуществляется со щита управления, установленного в операторной цеха.

Контроль и регистрация технологических параметров производится на щите управления и по месту.

Сигнализация нарушения технологических параметров выведена на мнемосхему, расположенную над щитом управления. Автоматическая блокировка оборудования с приводом от электродвигателя производится от электрических преобразователей, получающих сигнал от датчика КИП. В качестве основных средств управления, регистрации и контроля давления, расхода, уровня применены приборы ГСП. Регистрация и показания температуры на щите управления осуществляется многоточечными электронными мостами, датчиками которых являются термометры сопротивления. Дополнительный контроль за давлением технологического процесса осуществляется с помощью технических манометров. Основными исполнительными механизмами регулирования процессов являются пневматические клапана.

Функциональная схема автоматизации представлена в Приложении 1.

9.4 Основные параметры контроля и регулирования процесса

Автоматических анализаторов качества на установке АВТ-5 нет. Для контроля за ходом процесса на установке предусмотрена предупредительная сигнализация, срабатывающая при отклонениях: загорается сигнальная лампа и включается звуковая сирена (таблица 9.1).

Таблица 9.1 - Контроль технологического процесса с помощью систем блокировки и сигнализации

Функциональное обозначение и № позиции прибора по схеме ТР.	Объекты, установки	Агрегаты, стадии переработки, наименование	Единица измерения параметра	Допускаемое значение	Значение параметра при срабатывании
					сигна-лизации	блокировки
1	2	3	4	5	6	7
PIA-91	АВТ-5	Давление в К-1	кгс/см2	2,5-3,6	3,5
LIA-53	-”-	Уровень в К-1	%	50-90	55 85
TIA-74	-”-	Температура в К-1	С	60-170	70 160

Температура верха и расход острого орошения колонны К-1 регулируется автоматически клапаном на остром орошении, а уровень в колонне К-1 регулируется клапаном на третьем потоке нефти через теплообменники.

9.5 Спецификация на средства контроля, регулирования и управления процессом

Спецификация представлена в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Спецификация на средства контроля, регулирования и управления процессом

№ позиции	Наименование параметра	Место установки	Наименование	Предельное значение параметра	Тип	Количество
1а, 4а	Расход в К-1	По месту	Дифманометр-уровнемер	50-90%	Метран-43Ф-ДГ	1
2а	Уровень в К-1	По месту	Уровнемер	50-90%	УВС-М	2
3а	Температура верха К-1	По месту	Термопара хромель-алюмель	60-170 оС	ТХА-ХII	1
3б	Температура верха К-1	По месту	Электропневматический преобразователь	60-170 оС	ЭПП-08	1
12а	Температура низа К-1	По месту	Термопара хромель-алюмель	200-270 оС	ТХА-ХII	1
7а	Давление в К-1	По месту	Манометр	0.9-3.6 кгс/см2	МКУ	1
7б	Давление в К-1	По месту	Преобразователь разности давления пневматический	0.9-3.6 кгс/см2	ДПП-1,-2	1
2б	Уровень в К-1	На щите	Сигнализатор уровня	50-90%	ДСМК-8А	1
2в	Уровень в К-1	На щите	Вторичный прибор регистрирующий	50-90%	ПВ-10	2
4б	Температура верха К-1	На щите	Вторичный прибор регистрирующий	60-170 оС	ПВ-10	1
7в	Давление в К-1	На щите	Манометр с сигнальным устройством	0.9-3.6 кгс/см2	ДМ1-ПС-2	1
7г	Давление в К-1	На щите	Самопищущий манометр	0.9-3.6 кгс/см2	МТ-711 РМ1	1

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика опасности производства и основные правила безопасного ведения технологического процесса

Главными мероприятиями, обеспечивающими безопасное ведение технологического процесса, являются следующие:

-соблюдение всех мер безопасности при выполнении различных видов работ;

-соблюдение всех инструкций и правил по безопасной эксплуатации установки.

Лица, моложе 18 лет, к работе на установке не допускаются, труд женщин на установке разрешается.

При прохождении производственной практики лица, не достигшие 18-летнего возраста, могут находиться на установке не более 3-х часов в день.

10.1.1 Общие требования безопасности к технологическому процессу

Организация и проведение технологического процесса отвечают требованиям [16].

10.1.2 Общая характеристика производства и специфические производственные опасности

Основными опасностями установки АВТ-5, возникающими при несоблюдении оптимальных условий эксплуатации и нарушений безопасных условий труда, являются:

опасность пожаров и взрывов при разуплотнении фланцевых соединений, разгерметизации аппаратов, трубопроводов, насосов работающих на газе, бензине, головке стабилизации, горячих нефтепродуктах;

опасность отравления при нарушении герметичности аппаратов, трубопроводов и насосов, перекачивающих нефтепродукты;

опасность удушья при работе с инертным газом (азотом);

опасность поражения электрическим током при обслуживании электрооборудования, электрических устройств;

опасность при работе на высоте;

опасность термических ожогов;

опасность при обслуживании машинного оборудования при отсутствии защитных ограждений вращающихся частей;

опасность химических ожогов при неприменении технологическим персоналом защитных средств (очки, спецодежда);

опасность, возникающая при нарушении правил эксплуатации сосудов трубопроводов, работающих под избыточным давлением;

опасность взрывов и пожаров при несоблюдении противопожарного режима (наличии открытого огня).

10.1.3 Основные потенциальные опасности применяемого оборудования и трубопроводов

Основными потенциальными опасностями на установке являются:

прогар труб в печи;

выход из строя промканализации с выходом нефтепродукта на площадку или в помещение насосных;

разрыв трубопровода, нарушение герметичности фланцевых соединений с выходом наружу нефтепродукта или газа при невозможности отключения поврежденного участка;

выход из строя предохранительных клапанов на колоннах и емкостях;

выход из строя насосов: сырьевых, печных, полумазутных или насосов орошения колонн К-1, К-2, К-4, К-5;

попадание большого количества воды с нефтью с подрывом предохранительных клапанов и сбросом печных насосов.

Ответственность за общее состояние техники безопасности и

производственной санитарии на производстве возлагается на руководителя и главного инженера, а в цехе на начальника цеха, смены, мастера и других лиц, на которых возложены эти функции.

10.2 Вредные вещества и их характеристика

Токсичные свойства исходных материалов, продуктов и полупродуктов представлены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Токсичные свойства веществ, материалов [17]

№	Наименование веществ и материалов	Класс опасности	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений, мг/м3
1	2	3	4	5
1.	Нефть обессоленная	3	Углеводороды обладают ярко выраженным действием на центральную нервную систему и принадлежат к группе токсичных веществ наркотического действия. При легких отравлениях у пострадавших наблюдается вначале явление возбуждения, напоминающее нередко состояние алкогольного опьянения, характеризуемые болтливостью. При острых отравлениях головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, тошнота, потеря сознания. При длительном воздействии возможно хроническое отравление - поражение сердечно-сосудистой системы, желудочно-кишечного тракта и печени. Возможны дерматиты, экземы.	10
2.	Щелочь (NaOH) свежая разбавленная	2	При попадании на кожу вызывает химические ожоги, при систематическом воздействии вызывает образование язв и экзем. Наиболее уязвимыми при ожогах являются органы зрения	0,5 (для 100% NaOH)
3.	Аммиак жидкий технический	4	Вызывает воспаление и отек слизистых глаз, гортани, горла, бронхов. При попадании на кожу вызывает ожог. В тяжелых случаях - головокружение, потеря сознания.	20
4.	Масло индустриальное И-30А	3	Горючая жидкость, вызывает отравление при вдыхании паров. Признаки отравления: общая слабость, головокружение. При длительном воздействии на кожу человека вызывает кожные заболевания - дерматиты, экземы.	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
5.	Азот газообразный: N2, не менее 99,9% об. О2, не более 0,1% об.	4	При концентрации кислорода в воздухе ниже 18 % вызывает спазм удушья.	> 78 % об, в воздухе
6.	Головка стабилизации предельная:	4	См.п.1	300
	этан- 0,1% масс.	4		300
	сумма углеводородов С5 -С6 не более 40% масс.			300
	С5	4		300
	С6	4
7.	Бензин прямогонный - зимний	4	См.п.1	100
	- летний	4
8.	Дизельное топливо “летнее”	4	См.п.1	300
9.	Дизельное топливо “зимнее”	4	См.п.1	300
10.	Дистиллят вакуумный сырьё для трансформаторного масла	4	См.п.1	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
11.	Дистиллят вакуумный маловязкая фракция	4	См.п.1	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
12.	Дистиллят вакуумный средневязкая фракция	4	См.п.1	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
13.	Дистиллят вакуумный вязкая фракция	4	См.п.1	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
14.	Дистиллят вакуумный, сырье для каталитического крекинга	4	См.п.1	300 (по углеводородам) 5 (по парам масляного тумана)
15.	Компонент мазута	4	См.п.1	300
16.	Гудрон	4	См.п.1	300
17.	Двуокись углерода	4	Пути поступления через органы дыхания. Головная боль, боли в груди, учащенное и глубокое дыхание, одышка, сердцебиение, шум в ушах. При больших концентрациях обморочное состояние, судороги, паралич дыхания.	более 0,5% об.
18.	Оксид углерода	4	Окись углерода попадает в организм человека через дыхательные пути и вызывает кислородное голодание. Легкое отравление окисью углерода характеризуется головной болью, головокружением, шумом в ушах, иногда тошнотой и рвотой. При отравлении средней тяжести к вышеуказанному присоединяются следующие симптомы: пострадавший почти мгновенно теряет сознание или же получает тяжелые расстройства дыхания, сердечной деятельности.	20

При выполнении различных видов работ персонал обеспечивается средствами индивидуальной и коллективной защиты.

Средства коллективной защиты:

Нормализация воздушной среды производственных помещений:

- общеобменная вентиляция;

- отопление;

- автоматическая сигнализация довзрывной концентрации углеводородов в помещении защелачивания.

Средства защиты от шума:

- звукоизолирующие, звукопоглощающие.

Нормализация освещения производственных помещений:

- осветительные приборы;

- световые проемы.

Средства защиты от поражения электрическим током:

- изолирующие устройства и покрытия;

- устройства защитного заземления и зануления;

- предохранительные устройства;

- молниеотводы;

- знаки безопасности.

Средства защиты от статического электричества:

- заземляющие устройства.

Средства защиты от высоких и низких температур окружающей среды:

- оградительные;

- термоизолирующие.

Средства защиты от воздействия механических факторов:

- оградительные;

- предохранительные;

- знаки безопасности.

Средства защиты от воздействия химических факторов:

- герметизирующие;

- знаки безопасности.

Средства индивидуальной защиты в соответствии с [18] представлены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 - Средства индивидуальной защиты

Наименование стадий технологического процесса	Профессия работающих на стадии	Средства индивидуальной защиты	Сроки носки	Периодичность стирки, химически защитных средств
1	2	3	4	5
Блок АТ, стабилизации бензина,	Оператор технологической установки	1. Костюм лавсановискозный	12 мес.	По мере загрязнения
вторичной перегонки бензина,		2. Ботинки кожаные или сапоги кирзовые	12 мес.
вакуумный блок		3. Рукавицы комбинированные	2 мес.
		4. Куртка х/б на утепленной подкладке	24 мес.	По мере загрязнения
		5. Брюки х/б на утепленной подкладке	24 мес.	По мере загрязнения
		6. Очки защитные.	до износа
		7. Каска защитная “Труд”с подшлемником	до износа
		8. Противогаз ППФ-87 с коробкой марки “БКФ”	до износа
		9. Противошумные наушники	до износа
Руководящий персонал установки	Начальник установки, механик	1. Костюм х/б или лавсановискозный	12 мес.	По мере загрязнения
		2. Ботинки кожаные	12 мес
		3. Рукавицы комбинированные	4 мес.
		4. Куртка х/б на утепленной подкладке.	24 мес	По мере загрязнения
		5. Каска защитная “Труд”с подшлемником	до износа
		8. Противогаз ППФ-87 с коробкой марки “БКФ”	до износа

10.3 Расчет прожекторного освещения

Количество осветительных приборов определяется по формуле:

, (10.1)

где m- коэффициент, учитывающий световую отдачу источников света;

S- освещаемая площадь, м2;

РЛ- мощность лампы , Вт;

ЕР- расчетная освещенность определяется по формуле:

, (10.2)

где ЕН- нормируемая освещенность, лк;

КЗ- коэффициент запаса, учитывающий загрязнение светильника в процессе эксплуатации;

Тип прожектора ПЗС или ПСМ [18] .

Лампа Г= 220-1000 Вт.

,

n=391 шт.

10.4 Техника безопасности

10.4.1 Электробезопасность

Средства защиты от поражения электрическим током: оградительные устройства; устройства защитного заземления; молниеотводы; знаки безопасности; защита от статического электричества.

10.4.2 Защита от действия статического электричества и молниезащита

Защита зданий и аппаратов от прямых ударов молний выполнена неизолированными стержневыми молниеприемниками, установленными на самых высоких точках зданий и сооружений (постамент теплообменников, дымовая труба печи) установки. Защита аппаратов, трубопроводов, насосного оборудования от вторичных проявлений молнии и от статического электричества выполняется заземлением. Заземление аппаратов выполнено с двух сторон полосовой сталью от общего контура заземления.

Для предупреждения образования статического электричества на работающих запрещается ношение одежды из синтетических материалов и шелка, способствующих электризации.

10.4.3 Работа сосудов под давлением

В целях обеспечения безопасных условий труда при эксплуатации колонн; теплообменников и емкостей под давлением, необходимо соблюдать следующие правила:

- постоянно следить за состоянием оборудования, выявлять и устранять все неплотности;

- следить за исправностью работы КИПиА, сигнализацией и блокировкой;

- следить за состоянием и работоспособностью предохранительных клапанов и соблюдением периодичности их тарировки.

Каждый аппарат, работающий под давлением, должен проходить внутренний осмотр не реже одного раза в четыре года, гидравлическое испытание не реже одного раза в восемь лет. На каждом аппарате должна быть табличка с указанием регистрационного номера, даты о прохождении освидетельствования.

Не допускать отклонений от норм технологического режима.

Повышение давления в аппарате выше допустимого может привести к подрыву предохранительных клапанов или разрыву аппарата.

Повышение температуры выше допустимого приводит к ослаблению прочности стенок аппарата, трубопроводов, что может привести к деформации оборудования.

Резкие колебания в аппаратах и трубопроводах температуры и давления приводит к нарушению герметичности фланцевых соединений и всего оборудования в целом.

10.5 Пожаробезопасность

Атмосферно- вакуумная трубчатая установка относится к классу Б (пожары горючих жидкостей и твердых веществ).

Для тушения мелких очагов загораний на установке используются первичные средства пожаротушения - песок, асбестовое полотно, огнетушители ОХП-10, ОУ-8, ОВП-100, ОВПС-250 .

При ликвидации пожара всему технологическому персоналу действовать согласно плана ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС).

Таблица 10.3 Характеристика пожарных свойств перерабатываемых продуктов [21]

№ п/п	Наименование сырья и продуктов	Пределы взрываемости, % об.	Температура, °С
		нижний	верхний	вспышки	самовоспл.
1	2	3	4	5	6
1	Нефть сырая	1,5	6,4	-25	>500
2	Бензин	1	6	от -27 до -44	255-370
3	Керосин	1,5	8	28	220
4	Диз. топливо	0,6	3	35-80	300-310
5	Вакуумпогон	-	-	180-225	350-380
6	Гудрон	-	-	180-210	380
7	Головка стабилизации предельная	1,24	7,5	-44	233
8	Газ предельный	1,47	7,7	-96	286
9	Газ топливный	1,47	7,7	-96	286

Взрывопожарные и пожарные опасности по стадиям производства представлены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 - Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений, зон и наружных установок [21]

Наименование производственных помещений, наружных установок.	Категория взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий	Категория наружных установок по пожарной опасности	Классификация зон внутри и вне помещений для выбора установки электрооборудования (ПУЭ)	Группа производственных процессов по санитарной характеристике	Средства пожаротушения
			Класс взрывоопасной зоны	категория и группа взрывоопасных смесей	Наименование веществ определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Атмосферный блок		Ан	В-1г	IIВ-Т3	1. Нефть 2. Бензин прямогонный 3. Газ предельный 4. Дизтопливо	1 б	Пенотушение от пожарных машин. Кольца орошения колонных аппаратов. Пенотушение от пожарных машин блока погружных холодильников
2. Блок стабилизации бензина		Ан	В-1г	IIА-Т3	1. Бензин 2. Головка стабилизации предельная	1 б	То же
3. Узел вторичной переработки бензина		Ан	В-1г	IIА-Т3	1. Бензин	1 б	То же
4. Вакуумный блок		Ан	В-1г	IIА-Т3	1. Вакуумный дистиллят 2. Гудрон	1 б	То же
5. Блок защелачивания бензина	А		В-1а	IIА-Т3	1. Бензин	1 б	Пенотушение от пожарных машин. Паротушение. ОВПС-250
6. Горячая насосная	А		В-1а	IIА-Т3	1. Отбензиненная нефть 2. Мазут	1 б	Пенотушение от пожарных машин. Паротушение. ОВПС-250, ОВП-100
7. Средняя насосная	А		В-1а	IIВ-Т3	1. Дизтопливо 2. Вакуумный дистиллят	1 б	Пенотушение от пожарных машин. Паротушение. ОВПС-250, ОВП-100
8. Холодная насосная	А		В-1а	IIА-Т3	1. Бензин 2. Нефть	1 б	Пенотушение от пожарных машин. Паротушение. ОВПС-250, ОВП-100
9. Блок печей		Г	В-1г	IIА-Т3	1. Отбензиненная нефть 2. Мазут	1 б	Паровая завеса

11. Охрана окружающей среды

11.1 Выбросы в атмосферный воздух

Самым крупным источником загрязнения атмосферного воздуха являются резервуары для нефтепродуктов. Выброс осуществляется через специальные дыхательные клапаны, через открытые люки, возможные неплотности в кровле резервуаров и при заполнении резервуаров нефтепродуктами. Загрязнение атмосферы происходит в результате испарения нефтепродуктов с открытых поверхностей очистных сооружений. Загрязняют атмосферу и оборотные воды. Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха диоксидом углерода являются дымовые трубы печей.

Характеристика промышленных выбросов в атмосферу представлена в таблице 11.1.

Таблица 11.1- Характеристика промвыбросов в атмосферу

Объект (здание, сооруже-ние)	Наименование оборудования или системы, из которых непосредственно осуществляется выброс	Режим выброса (непрерывный или периодический)	Состав, концентрация загрязнений, мг/ м3	Предельный валовый выброс, г/с
1	2	3	4	5
11.1.1 Выбросы технологических систем и "дыхание" резервуаров
1. АВТ-5	Емкость Е-16	непрерывный	Углеводороды С12-С19-36 000 Сероводород-10	0,036 0,0001
2. АВТ-5	Емкость Е-5,6	периодический	Натрия гидроокись - 5	0,000015
3. АВТ-5	Емкость Е-8,8а	непрерывный	Углеводороды С12-С19-317 500 Сероводород-10	0,254 0,001
11.1.2 Дымовые трубы
1. АВТ-5	Дымовые трубы П-1,2	непрерывный	1. Углерода оксид - 140,19 2. Азота диоксид - 233,65 3. Метан - 16,82 4. Ангидрида сернистого - 930,09 5. Золы- 2,57 6. Ванадия пятиокиси - 3,04 7. Бенз(а)пирен - 0,0004	3,0 5,0 0,36 19,904 0,055 0,065 0,00001
11.1.3 Вентиляционные выбросы из систем местных отсосов
Местных отсосов на установке нет
11.1.4 Вентиляционные выбросы систем общеобменной вентиляции согласно санитарному паспорту или проекту
1. АВТ-5	Отделение защелачивания В-4 В-5 В-6 В-7	непрерывный	Углеводороды С1-С5-300	1,149
2. АВТ-5	Холодная насосная В-9 В-10 В-11 В-12	непрерывный	Углеводороды С1-С5-300	2,355
3. АВТ-5	Средняя насосная В-13 В-14 фонарь	непрерывный	Углеводороды С1-С5-300	0,913 0,301
4. АВТ-5	Горячая насосная В-15 В-16 фонарь	непрерывный	Углеводороды С12-С19-300	0,875 0,188
11.1.5 Неорганизованные выбросы (аппаратные дворы, открытые поверхности и т.п.)
1. АВТ-5	Аппаратный двор	непрерывный	Углеводороды С1-С5 С6-С10 Сероводород	17,031 6,241 0,014

11.1.1 Защита атмосферного воздуха от загрязнения газовыми выбросами

11.1.1.1 Снижение технологических потерь нефтепродуктов в атмосферный воздух

Снизить потери нефтепродуктов и загрязнения окружающего атмосферного воздуха позволяют следующие мероприятия: уменьшение выбросов предохранительных клапанов (автоматическое регулирование давления в аппаратах, расчетное давление в аппаратах на 20 % должно превышать оперативное технологическое); перевод установи на прямое питание и передачу готовой продукции в товарные резервуары, минуя промежуточные емкости; замена насосов на бессальниковые; герметизация торцевыми уплотнениями или противодавлением сальниковых уплотнений насосов и компрессоров; ликвидация аварийных сбросов; своевременное удаление нефтепродуктов с зеркала прудов-накопителей и нефтеловушек.

11.1.1.2 Предотвращение загрязнения атмосферного воздуха соединениями серы

Для выделения сероводорода из газов могут быть использованы следующие процессы с получением концентрированного сероводорода: поглощение растворами этаноламинов; поглощение холодным метанолом; поглощение раствором трикалий фосфата; вакуум-карбонатным методом и др., а также процессы с получением элементарной серы: мышьяково-содовый метод; щелочно-гидрохиноновый метод; горячий поташный метод; сухой метод с использованием гидрооксида железа; поглощение активным углем и др.

11.2 Сточные воды

На современных нефтеперерабатывающих заводах вода используется для производственных, хозяйственно-питьевых и противопожарных целей. Учитывая, что в производственных процессах нефтепереработки вода является прямым технологическим агентом и прекращение подачи воды в процесс вызывает его нарушение, все системы водоснабжения нефтеперерабатывающего завода должны быть высоконадежными и должны обеспечивать бесперебойную подачу воды потребителям в необходимом количестве и требуемого качества.

11.2.1 Канализация

Сточные воды НПЗ обладают токсичностью и поэтому правильность решения вопросов отведения и очистки сточных вод завода, т.е. канализации, имеет первостепенное значение для охраны окружающей среды. Количество и состав сточных вод находятся в прямой зависимости от правильности построения технологических схем, от того, насколько полно выполнены на установках и объектах общезаводского хозяйства завода следующие мероприятия по предотвращению и сокращению образования и загрязнения сточных вод:

- резкое уменьшение сброса в канализацию нефтепродуктов благодаря сбору их непосредственно у аппаратов и трубопроводов при авариях и ремонтах, а также от пробоотборников;

- исключение сброса в канализацию реагентов и других токсичных веществ;

- исключение использования воды для охлаждения паровых конденсатов непосредственным смешением;

- максимальное использование для охлаждения нефтепродуктов аппаратов воздушного охлаждения вместо трубчатых или погружных водяных холодильников.

На современном НПЗ предусматриваются следующие системы канализации:

Й система производственно-ливневой канализации - для отведения и очистки производственных и ливневых нейтральных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;

ЙЙ система канализации - для отведения и последующей очистки эмульсионных и химически загрязненных сточных вод (загрязненных нефтью и нефтепродуктами, реагентами, солями и другими органическими и неорганическими веществами);

ливневая канализация - для отведения и последующей очистки ливневых и талых вод с дорог, недостроенных территорий и крыш зданий, расположенных вне установок;

хозяйственно-фекальная канализация - для отведения и последующей очистки этого вида стоков.

Характеристика выбросов вод в канализацию представлена в таблице 11.2.

Таблица 11.2 - Выпуск сточных и химически-загрязненных вод в канализацию

Номера, наименование объекта, установка	Наименование стоков	Виды выпуска (напорный, безнапорный)	Нагрузка м3/ч или м3/смену (6 или 8 часов)	Режим выдачи (непрерывный, периодический)	Наименования системы, в которую ведется выпуск (промливневая, хозфекальная, хим-загрязнен-ные стоки)	Состав и концентрация загрязняющих веществ, мг/дм3	Предельные нагрузки по отдельным видам загрязняющих веществ, кг/ч	Предель-ные нагрузки, кг/смену (за 6 или 8 часов)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
11.2.1 Выпуск в систему промышленной канализации
1. АВТ-5	Промышленные стоки: холодная, средняя, горячая насосные	безнапорная	70 м3/ч	непрерывный	К-14	1. Массовая концентрация: - нефтепродуктов, 500 - фенолов, 2	35 0,14
2. АВТ-5	Сернисто- щелочные стоки: отделение защелачивания	безнапорная	25 м3/ч	непрерывный	К-2	1. Массовая концентрация: - нефтепродуктов, 150 - фенолов, 7	3,75 0,175
11.2.2 Система оборотного водоснабжения
1. АВТ-5	Вода оборотная I системы (горячая)	безнапорная	2500 м3/ч	непрерывный	На блок 79/1 ВК-1	1. Массовая концентрация: - нефтепродуктов, 500	1250
2. АВТ-5	Вода оборотная III системы (горячая)	безнапорная	1000 м3/ч	непрерывный	На блок 79/3 К-3	1. Массовая концентрация: - нефтепродуктов, 3000	3000

11.2.2 Защита водной среды от загрязнения сточными водами

Для очистки производственных сточных вод НПЗ предусматриваются следующие комплексы очистных установок и сооружений: локальные установки для очистки производственных сточных вод, загрязненных некоторыми веществами; сооружения механической и физико-химической очистки сточных вод раздельно для Й и ЙЙ систем канализации; сооружения биологической очистки сточных вод раздельно для Й и ЙЙ систем канализации; сооружения доочистки биологически очищенных сточных вод; сооружения по разделению (обезвоживанию) нефтепродуктов; сооружения по обработке и ликвидации шлама и осадка.

12. Экономическая часть

12.1 Расчет капитальных затрат

Капитальные затраты оцениваются как сумма сметной стоимости зданий, сооружений, оборудования, относящихся к проектируемому подразделению.

Стоимость зданий и сооружений

Определение сметной стоимости зданий основных цехов, вспомогательных подразделений, сооружений производится укрупнено, исходя из стоимости строительства 1 м3, применительно к типу, размеру зданий, району строительства с учетом стоимости внутренних санитарно-технических и электротехнических работ.

Стоимость зданий и сооружений указаны в таблице 12.1.

Таблица 12.1 - Расчет сметной стоимости зданий, сооружений

Наименование зданий, сооружений	Сметная стоимость зданий, сооружений, руб.
Здания: Административный корпус Операторная Насосные	1031500000 912000000 366000000
Сооружения: Постамент установки	1036500000
Итого:	3346000000

Стоимость оборудования

Для расчета сметной стоимости оборудования составляется ведомость, включающая все оборудование установки АВТ.

Расчет сметной стоимости оборудования приводится в таблице 12.2 .

Таблица 12.2 - Расчет сметной стоимости оборудования

Наименование и краткая характеристика оборудования	Количество	Стоимость единицы оборудования, руб.	Суммарная стоимость оборудования, руб.	Монтаж, трубопроводы, КИП, спецработы, руб.	Электрооборудование и эл.монтаж	Сметная стоимость оборудования
1	2	3	4	5	6	7
1.Рабочие				25%	20%
машины и оборудов ание: а)колонные аппараты К-1 К-2 К-3 К-4 К-5 Итого:	1 1 1 1 1 5	543750000 551000000 538000000 593000000 562000000	543750000 551000000 538000000 593000000 562000000 2787750000	135937500 137750000 134500000 148250000 140500000 696937500	108750000 110200000 107600000 118600000 112400000 557550000	4042237500
б)Теплообменники	10	12966000	129660000	32415000	25932000
в)Холодильники	4	10533000	42132000	10533000	8426400
г)Насосы	12	5875000	70500000	17625000	14100000
д)Печи	3	62590000	187770000	46942500	37554000
е)Сепараторы	9	32520000	292680000	73170000	58536000
Итого:	43		722742000	180685500	144548400	1047975900
2.Неучтенное оборудование , 5%			175524600
3.Транспортные расходы, 8%			280839360
Всего по ст. 1-3						5546577360

Смета капитальных затрат и сумма амортизации представлены в таблице 12.3 .

Таблица 12.3 - Смета капитальных затрат и сумма амортизации

Состав основных фондов	Общая сметная стоимость, руб.	Норма амортизации, %	Сумма амортизационных отчислений, руб.
1	2	3	4
1.Здания	2309500000	2	46190000
2.Сооружения	1036500000	3,5	36277500
3.Оборудование	5546577360	6	332794641,6
Итого:	8892577360		415262141,6

12.2 Расчет материалоемкости производственной программы

Материалоемкость производственной программы представлена в таблице 12.4 .

Таблица 12.4 -Материалоемкость производственной программы

Виды материальных ресурсов	Ед. измер.	Расходные нормы	Плановозаготовительные цены	Годовая программа, т	Потребность на годовую программу
					Количество	Сумма
1	2	3	4	5	6	7
1.Сырье	т		2688,33	5000000	5000000	13441650000
2.Реагенты	т	0,004	4550	5000000	20000	91000000
3.Топливо на энергетические цели	т	0,03	3624	5000000	150000	543600000
4.Энергетические затраты: а) Пар б) Вода в)Электроэнергия г) Сжатый воздух	Гкал м3 кВт/ч м3	0,2 10,1 10,5 14,352	400 1,51 0,3 0,4	5000000 5000000 5000000 5000000	1000000 50500000 52500000 71760000	400000000 76255000 15750000 28704000
Итого по ст.4 :						520709000
Всего по ст.1-4 :						14596959000

Потребность в сырь, материалах, топливе, энергетических ресурсах определена в сумме 14596959000 рублей.

12.3 Организация труда и заработной платы

Режим работы атмосферно-трубчатой установки непрерывный, условия труда вредные. Для ведения процесса и обеспечения отдыха персонала проектируется 5-ти бригадный график сменности с продолжительностью рабочей смены 8 часов (таблица 12.5).

Таблица 12.5 - График сменности

Бригада	Числа месяца
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Й	1	1	В	2	2	В	3	3	В	В
II	2	В	3	3	В	В	1	1	В	2
III	В	2	2	В	3	3	В	В	1	1
IV	В	В	1	1	В	2	2	В	3	3
V	3	3	В	В	1	1	В	2	2	В

1 Смена - с 8 до 16 часов;

2 Смена - с 16 до 24 часов;

3 Смена - с 0 до 8 часов;

В - выходной.

Баланс рабочего времени среднесписочного рабочего при непрерывном производстве (в днях):

Календарный фонд рабочего времени - 365

Выходные дни - 144

Максимальный фонд рабочего времени - 221

Очередной отпуск - 34

Дополнительный отпуск - 9

Отпуск по болезни - 9

Выполнение гос.обязанностей - 2

Эффективный фонд рабочего времени -167

Явочная численность основных производственных рабочих через норму обслуживания может быть определена по формуле:

Чяв=,

где Р- количество аппаратов, рабочих мест;

Нобсл- норма обслуживания;

К- количество смен в сутки.

На основании явочного числа рабочих определяют списочную численность рабочих в сутки

Чсп=,

где Тоб - проектируемое число дней работы оборудования в год;

Тэфф - эффективный фонд рабочего времени из баланса рабочего времени.

12.3.1 Расчет численности основных производственных рабочих

На установке АВТ работает по штату 21 человек.

Расчет численности основных производственных рабочих представлен в таблице 12.6.

Таблица 12.6 - Расчет численности основных производственных рабочих

Категория, профессия	Тарифный разряд	Явочное число рабочих в одну смену	Число смен в сутки	Явочное число рабочих в сутки	Списочная численность
Оператор технологических установок	VI	1	3	3	5
Оператор технологических установок	V	3	3	9	15
Подмена					1
Всего		4		12	21

Коэффициент списочной численности основных производственных рабочих составляет 1,75.

12.3.2 Расчет фонда заработной платы основных производственных рабочих (в рублях)

Основной фонд заработной платы складывается из суммы:

Тарифный + доплата за работу + премии + доплата за работу

фонд з.п. в ночное время в праздничные дни

Фонд заработной платы: Расчет фонда заработной платы операторов VI разряда.

Число человекосмен в год:

Ч.с.=365·3=1095.

Дневной тариф:

Т.д.=Т.ст.·t,

где Т.ст.- тарифная ставка;

t - длительность смены.

Т.д.=15,89·8=127,12

Годовой тарифный фонд:

ТФ=Ч.с.·Т.д=1095·127,12=139196.4

Премия за выполнение производственной программы: размер премии принимаем 40 % от тарифного фонда:

П=0,4·139196,4=55678,56

Доплата за работу за работу в ночное время:

,

ДН =18559,52

Доплата за работу в праздничные дни