Министерство образования и науки Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
Факультет экономики и управления
Кафедра производственного менеджмента
План модернизации НПЗ
выполнили:
студенты группы ЭМ-11-04 Сергеев Арсений
Акаев Имам
Саркисян Геворг
Мартьянов Даниил
Сангаджиев Наран
проверила:
к.э.н., доцент
Ларионова О.А
Москва, 2014
Часть 1. Производственная программа нпз
ОАО «Нефтяник» владеет нефтеперерабатывающим заводом, который находится в г. Альметьевск. В состав НПЗ входит 5 технологических установок: 2 АВТ, 1 каталитический крекинг, 1 каталитический риформинг, 1 гидроочистка.
Схема расположения технологических установок с продуктами выхода представлена на рисунке 1.
Рис.1. Схема НПЗ с расположением технологических установок
Расчет производственной мощности
Формула для расчёта производственной мощности:
М = П * Др, где
П – суточная производительность, Др – дни работы.
Др = Дк * Ки, где
Дк – календарное время, Ки – коэффициент использования календарного фонда времени работы технологической установки.
Исходные данные:
Таблица 1
Показатели работы установок
Установка |
Суточная производительность |
Кол-во установок |
Коэф-т исп. годового календарного времени за межремонтный пробег |
|
т/сут |
шт. |
|
АВТ № 1 |
8823,5 |
1 |
0,932 |
АВТ № 2 |
8571 |
1 |
0,959 |
Каталитический риформинг |
1846 |
1 |
0,89 |
Гидроочистка |
2572,5 |
1 |
0,958 |
Каталитический крекинг |
1460 |
1 |
0,863 |
Таблица 2
Показатели |
АВТ |
КР |
ККр |
ГО |
1. Продолжительность межремонтного пробега |
342 |
109 |
310 |
343 |
2. Продолжительность простоя |
|
|
|
|
на текущем ремонте |
15 |
6 |
10 |
15 |
на капитальном ремонте |
25 |
30 |
40 |
40 |
План ремонтов на технологических установках:
- на гидроочистке в предплановом году был проведен капитальный ремонт. Технологическая установка проработала 90 суток. Капремонт проводится 1 раз в 3 года.
- на АВТ в предплановом году последним был проведен текущий ремонт и технологическая установка проработала 42 дня. На этот год планируется капитальный ремонт.
На основе плана ремонтов мы можем рассчитать дни работы каждой установки, а для этого постоим ленточные графики.
АВТ №1
Работа КР Работа 01.01 31.12.
300 25 40 42
Дни работы = 365 * 0,932 = 340
АВТ №2
01.01 ТР Работа
Дни работы = 365 * 0,932 = 350
Каталитический риформинг
01.01. ТР КР ТР 31.12. Работа Работа Работа
30 2 2
Дни работы = 365 *0,89 = 325
Гидроочистка
01.01. 31.12. ТР Работа Работа
90
Дни работы = 365 * 0,958 =350
Каталитический крекинг
01.01. 31.12. Работа КР ТР Работа
Дни работы =365 * 0,863 = 315
Таблица 3
Производственная мощность НПЗ по установкам
Установка |
Дни работы |
Мощность, т.т. |
АВТ № 1 |
340 |
3 000 |
АВТ № 2 |
350 |
3 088 |
КР |
325 |
600 |
ККр |
350 |
900 |
ГО |
315 |
460 |
Как показал расчёт, мощность 2 установок АВТ составляет 6 000 тыс. тонн, установки каталитического риформинга – 600 тыс. тонн, каталитического крекинга – 900 тыс. тонн, гидроочистки – 460 тыс. тонн.
Расчет материальных балансов установок
Рассчитываем материальные балансы установок исходя из их производственных мощностей (таблица 3).
Формула выхода продуктов по видам:
Qi = О * di, где
О – объем переработки,
di – доля i-го продукта.
Таблица 4
Материальные балансы установок
АВТ |
% |
т.т. |
Каталитический риформиг |
|
т.т. |
Взято: |
|
|
Взято: |
|
|
нефть |
100 |
6000 |
бензин п/г |
100 |
600 |
Получено: |
|
|
Получено: |
|
|
Газ |
1 |
60 |
водородсодержащий газ, в т.ч. |
2 |
12 |
бензин п/г |
15 |
900 |
Водород |
1 |
6 |
керосин спец. |
10 |
600 |
газ сухой |
5 |
30 |
Компонент ДТ |
20 |
1200 |
газовая головка |
6 |
36 |
Итого -светлых |
46 |
2760 |
компонент автобензина |
85 |
510 |
вакуумный газойль |
15 |
900 |
Потери |
2 |
12 |
гудрон |
38 |
2280 |
|
|
|
потери |
1 |
60 |
|
|
|
Итого: |
100 |
6000 |
Итого: |
100 |
600 |
Гидроочистка |
% |
|
Каталитический крекинг |
% |
|
Взято: |
|
|
Взято: |
|
|
компонент ДТ с АВТ |
100 |
900 |
вакуумный газойль |
100 |
460 |
водородсодержащий газ |
1 |
9 |
|
|
|
Итого |
101 |
909 |
Получено: |
|
|
|
|
|
газ сухой |
3 |
13,8 |
Получено: |
|
|
газовая головка |
12 |
55,2 |
ДТ гидроочищенное |
95 |
855 |
компонент автобензина |
30 |
138 |
отгон |
1,5 |
13,5 |
легкий каталитический газойль |
35 |
161 |
сероводород |
1 |
9 |
тяжелый каталитический газойль |
12 |
55,2 |
газ сухой |
2,5 |
22,5 |
кокс + потери |
8 |
36,8 |
потери |
1 |
9 |
|
|
|
Итого: |
101 |
909 |
Итого: |
100 |
460 |
Промежуточные балансы:
На основе Таблицы 4 составляем промежуточные балансы для продуктов с двойным назначением.
Таблица 5
Приход |
т.т. |
Расход |
т.т. |
Бензин п/г |
900 |
КР |
600 |
|
|
Смешение |
300 |
Итого |
900 |
|
900 |
ДТ с АВТ |
1200 |
ГО |
900 |
|
|
Смешение |
300 |
Итого |
1200 |
|
1200 |
Вакуумный газойль |
900 |
КК |
460 |
|
|
Смешение |
440 |
Итого |
900 |
|
900 |
Водородосодержащий газ |
12 |
ГО |
9 |
|
|
Потери |
3 |
Итого |
12 |
|
12 |
ДТ гидроочищенное ( S=0,2%) |
855 |
Готовая продукция |
600 |
|
|
Смешение ДТ (S=0,8%) |
255 |
Итого |
855 |
|
855 |
Как мы видим, на смешение у нас идёт 300 т.т. бензину п/г, 300 т.т. ДТ с АВТ, 440 т.т. вакуумного газойля и 255 т.т. ДТ гидроочищенного.
План смешения
На смешение поступают компоненты, не использованные в переработке на других установках.
Современные товарные бензины готовятся смешением бензинов (компонентов), полученных прямой перегонкой, крекингом, риформингом, алкилированием и другими процессами переработки нефтей и углеводородных газов.
Таблица 6
План смешения
Наименование |
Компоненты |
Продукты | ||||
т.т. |
О.Ч. |
О.т. |
АИ-92 |
АИ-80 | ||
|
|
|
|
ОЧ 89 |
ОЧ 77 | |
|
|
|
|
т.т. |
т.т. | |
Бензин АВТ |
300 |
60 |
18000 |
37,6 |
262,4 | |
Бензин КР |
510 |
90 |
45900 |
159,8 |
350,2 | |
Бензин КК |
138 |
78 |
10764 |
0 |
138 | |
Отгон ГО |
13,5 |
60 |
810 |
0 |
13,5 | |
Высооктановая добавка |
30 |
120 |
3600 |
30 |
0 | |
Итого |
991,5 |
79,752 |
79074 |
227,375 |
764,125 |
Для нахождения объема продуктов, а именно бензина с установок: АВТ, КР, КК, и итоговый результат, введем переменные.
Где X1- бензин с АВТ АИ-80;
X2- бензин с АВТ АИ-92;
X3- бензин с КР АИ-80;
X4-бензин с КР АИ-92;
Y1- итого продуктов АИ-80;
Y2- итого продуктов АИ-92.
Далее, составляем систему уравнений с неизвестными переменными. Полученные результаты вписываем в таблицу 6.
Y1+Y2= 991,5
X1+X2= 300
X3+X4= 510
X1+X3+138+13,5+0=Y1
X2+X4+0+0+30=Y2
Y1*77+Y2*89=79074
60*X1+90*X3+138*78+13.5*60+0*120=77*Y1
60*X2+90*X4+78*0+60*0+120*30=89*Y2
Таким образом, из общего объема имеющихся компонентов, а именно из 991,5 т.т., на продукт АИ-92 приходится 227,4 т.т. (что составляет около 30%), а на АИ - 80 около 764,1 т.т. (70%).
Таблица 7
План смешения ДТ
Наименование |
Компоненты | ||
т.т. |
Содержание серы | ||
|
|
% |
т.т. |
Комп-т ДТ п/г |
300 |
1,2 |
3,6 |
Комп-т ДТ г/о |
255 |
0,2 |
0,5 |
Итого |
555 |
0,74 |
4,1 |
Содержание серы в тысячах тоннах находим путем умножения количества дизельного топлива с установок на проценты содержания серы на этих установках соответственно.
Sт.т =
Меньшее содержание серы находится в компонентах ДТ г/о, что от общего объема серы в размере 4,1 т.т. составляет около 12%. Оставшиеся 88% приходится на компонент ДТ п/г.
Потери при смешении
Таблица 8