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

1. 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.

2. 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

3. 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.

4. 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.

5. Потери при смешении

Таблица 8