МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ «ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ» Інститут Навчально-науковий інститут хімічних технологій та інженерії Кафедра технологій переробки нафти, газу т твердого палива Напрям підготовки 161 хімічні технології та інженерія До захисту допускаю Завідувач кафедри Мірошниченко Д.В. (ініціали та прізвище) ________________________ (підпис, дата) ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ освітньо-кваліфікаційного рівня магістр Тема проекту Проект установки каталітичного риформінгу Шифр проекту __ОЗ-33М (група, номер теми за наказом) Виконавець ___ ПИВОВАР Любов Олексіївна (прізвище, ім’я, по-батькові) Керівник ___проф. Сінкевич Ірина Валеріївна__ (посада, прізвище, ім’я, по-батькові) Харків 2018 Найменування виробу, Найменування об'єкта або теми документа Прізвище Розроб. Підп. Формат Кільк. При- арк. мітка Дата Літ. Аркуш Аркушів Перев. НТУ «ХПІ» Н.конт. Затв. Кафедра МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ «ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ» Інститут Навчально-науковий інститут хімічних технологій та інженерії Кафедра технологій переробки нафти, газу т твердого палива Напрям підготовки 161 Хімічні технології та інженерія Освітньо-кваліфікаційний рівень магістр Спеціальність Хімічні технології палива та вуглецевих матеріалів ЗАТВЕРДЖУЮ Завідувач кафедри Мірошниченко Д.В. «___»____________20___ року ЗАВДАННЯ НА ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ (РОБОТУ) СТУДЕНТУ __________________ ПИВОВАР Любов Олексіївна________ (прізвище, ім’я, по батькові) 1 Тема проекту (роботи)______ Проект установки каталітичного риформінгу _____________________________________________________________________________ керівник проекту (роботи) ___________________________Сенкевич І.В.__________ (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) затверджена наказом вищого навчального закладу від «___»________________200__року №_____ 2 Строк подання студентом проекту (роботи) _____________________________________ 3 Вихідні дані до проекту ( роботи1. Сировина – бензинова фракція (62-140оС) дистилятної бензини, продуктивність установки на сировину 300000 т/рік, кратність циркуляції ВВГ у процесі гідроочистки, 100м3/м3 ,кратність циркуляції ВВГ у процесі риформінга, 1600м3/м3 склад сировини до гідроочистки, %мас: парафіни 42, нафтени 48, ароматика 10, сірка 0,04. . Склад гідрогенізату, %мас: Парафіни: н-гексан-13,2, н-гептан-17,3, н-октан-12. Всього парафінів-42,5% Нафтени: метилциклопентан-10,6, метилциклогексан-27,2, 1,3-диметилциклогексан-9,8. Всього нафтенів-47,6%. Ароматика: бензен-3,1, толуен-4,5, ксилен-2,3. Всього ароматики-9,9%. 4 Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, які потрібно розробити) Теоретичні основи процесу, розробити комбіновану функціональну схему, технологічний розрахунки основного устаткування, що входить до складу схеми, освітити техніко-економічні показники проведення й питання охорони праці 5 Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень) Плакат із зображенням апарата формат А-1 (1 шт.), плакат із зображенням технологічної схеми формат А-1 (1 шт.). 6 Консультанти розділів проекту (роботи) Підпис, дата Розділ Прізвище, ініціали та посада консультанта завдання завдання видав прийняв КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН Строк виконання Назва етапів дипломного проекту (роботи) Примітки етапів проекту (роботи) 1. Підбор джерел інформації 2. Складання пояснювальної записки до ДП 2.1. Аналітичний огляд джерел інформації 2.2. Огляд вітчизняного та закордонного досвіду розв'язку проблеми 2.3. Вибір і обґрунтування використаного технологічного процесу 2.4. Технологічні розрахунки 2.5. Розрахунки устаткування 2.6. Економічне обґрунтування технічного процесу 2.7. Охорона праці, екологія та навколишнього середовища 3. Оформлення звіту 4. Виконання схеми ділянки 5. Виконання креслення загального виду 6. Складання відомості документів (ВД) 7. Оформлення й комплектування ДП 8. Представлення закінченого ДП на допуск до захисту 9. Захист ДП Студент 22.11.18 25.11.18 доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. 21.11.18 доц. Сенкевич І.В. 26.11.18 26.11.18 28.11.18 01.12.18 доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. 05.12.18 08.12.18 15.11.18 09.12.18 09.12.18 13.12.18 19.12.18 доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. доц. Сенкевич І.В. 15.10.18 ______________ ПИВОВАР Любов Олексіївна (підпис) (прізвище та ініціали) Керівник проекту (роботи) ______________ _Сінкевич І.В. (підпис) (прізвище та ініціали) МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ «ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ» Інститут Навчально-науковий інститут хімічних технологій та інженерії Кафедра технологій переробки нафти, газу т твердого палива ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА до дипломного проекту (роботи) _________________________магістр____________________________ (освітньо-кваліфікаційний рівень) на тему Проект установки каталітичного риформінгу Виконав студент _6__ курсу, групи _ООЗ-33М напряму підготовки (спеціальності) 161 Хімічні технології та інженерія (шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) ___________ ПИВОВАР Любов Олексіївна (підпис, прізвище та ініціали) Керівник ____________Сінкевич І.В. (підпис, прізвище та ініціали) Рецензент ___________Смирнов О.О.___ (підпис, прізвище та ініціали) Нормоконтролер _________ Сінкевич І.В. (підпис, прізвище та ініціали) Харків 2018 РЕФЕРАТ Звіт до ДП: стор., рис., табл., джерел. Об’єктом розробки є установка каталітичного риформінгу. Мета проекту – розробка раціональної схеми технологічних процесів дільниці установки каталітичного риформінгу. Звіт містить огляд вітчизняного і закордонного досвіду проведення процесу каталітичного риформінгу, обґрунтований вибір схеми установки платформінгу. В проекті виконані розрахунки основного та допоміжного обладнання, енергоносіїв. Ефективність отриманих рішень підтверджено економічними розрахунками. Досліджено вплив відходів виробництва на стан навколишнього середовища. Ключові слова: СИРОВИНА, ПРОДУКТИ, КАТАЛІЗАТОР, ПАРАМЕТРИ ПРОЦЕСУ, РОЗРАХУНОК ОБЛАДНАННЯ, ОЦІНКА ЕКОНОМІЧНА. ABSTRACT Report to DP: pages, ric e, tables , sources . The object of development is installation of catalytic reforming. The purpose of the project is to develop a rational scheme of technological processes of the installation of catalytic reforming. The report includes an overview of domestic and foreign experience in the process of catalytic reforming, the choice of the platform for installing the scheme is justified. The project performed calculations of the main and auxiliary equipment, energy carriers. The efficiency of the solutions obtained is confirmed by economic calculations. The influence of waste products on the state of the environment is investigated. Key words: RAW MATERIAL, PRODUCTS, CATALYST, PROCESS PARAMETERS, CALCULATION OF EQUIPMENT, ECONOMIC EVALUATION. Зміст Вступ 1. Загальна частина 1.1 Призначення установки і її коротка характеристика 1.2 Хімізм процесу 1.3 Якість сировини допоміжних матеріалів і готової продукції; 1.4 Опис технологічної схеми 1.5 Норми технологічного режиму 1.6 Добір устаткування nf насосів 1.7 Вплив факторів на вихід і якість 1.8 Лабораторний контроль 1.9 Розміщення виробничого встаткування на установці 1.10 Опис схеми контролю й автоматичного регулювання 2. Вихідні дані для технологічного розрахунків 2.1 Матеріальний баланс установки 2.2 Розрахунки теплообмінника Т-2 2.3 Розрахунки реактора Р-1 2.4 Вибір устаткування за Дст, каталогам і нормалям 3. Автоматизація 3.1. Склад і функції розподіленої системи керування (РСУ) 3.2. Вимір і регулювання тиску 3.3. Вимір і регулювання витрати 3.4. Вимір і регулювання рівня 3.5. Вимір і регулювання температури 3.6. Контур каскадного регулювання 3.7. Система управління роботою компресорів 3.8. Сигналізація і блокування 4. Економічна частина 4.1 Вступ 4.2.Сировинна база і об'єм виробництва 4.3.Організація праці і заробітної платні працюючих 4.4. Витрати на виробництво. Калькуляція продукції 4.5.Розрахунок податку на додану вартість і основних економічних показників 5. Охорона праці 5.1. Основні питання з охорони праці 5.2. Управління охороною праці на підприємстві 5.3. Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників 5.4. Промислова санітарія 5.5. Метеорологічні умови 5.6. Вентиляція 5.7. Освітлення 5.8. Шум 5.9. Водопостачання і каналізація 5.10. Техніка безпеки 5.11. Електробезпека 5.12. Пожежна безпека 5.13.Охорона навколишнього середовища Висновок Список використаних джерел Вступ У схемі сучасного нафтопереробного заводу паливно-хімічного профілю одним з провідних процесів є каталітичний риформінг, що забезпечує отримання високооктанового бензину, індивідуальних ароматичних вуглеводнів – сировини для органічного синтезу і технічного водню (воденьвмісного газу), необхідного для процесів гідроочищення. Для вироблення високооктанового автомобільного бензину використовуються процеси каталітичного риформінгу, каталітичного крекінгу, коксування і переробки газоподібних вуглеводнів. Каталітичний риформінг грає вирішальну роль для поліпшення октанової характеристики автомобільних бензинів. Значення каталітичного риформінгу як основного процесу, що поставляє високооктанові компоненти товарних бензинів, може побічно характеризуватися тенденцією неухильного зростання октанових чисел, як в Україні, так і за кордоном. Отримання ароматичних вуглеводнів (бензену, толуену і ксилену) для нафтопереробки базується головним чином на процесі каталітичного риформінгу нафтових фракцій. Бензен служить початковим продуктом для отримання поліамідних волокон типу капрон і нейлон, синтетичного каучуку та пластичних мас на базі фенолю. Параксилен є сировиною для виробництва високоміцного поліефірного волокна типу лавсан. Ортоксилен служить початковою сировиною для виробництва фтальового ангідриду, метаксилен – для отримання ізофтальової кислоти та на її основі алкільних смол. Етилбензен застосовується для отримання стиролу. Разом з виробництвом високооктанового бензину і ароматичних вуглеводнів при каталітичному риформінгу в результаті дегідрогенізації нафтенових і дегідроциклізації парафінових вуглеводнів попутно виходить водневмісний газ з концентрацією водню від 70 до 90 % об. в кількості 2-3 % мас., рахуючи на сировину, що переробляється. Велика кількість отримуваного водню і його висока концентрація дозволяють безпосередньо використовувати цей газ для гідрогенізаційної переробки нафтових фракцій. Таким чином, переробка нафтових фракцій методом каталітичного риформінгу дозволяє отримувати у великих кількостях високооктанові бензини, ароматичні вуглеводні та водневмісний газ. Завдяки масовому виробництву цих хімічних продуктів значно збільшуються гнучкість роботи та рентабельність нафтопереробних заводів, які набувають разом з цим паливно-хімічного профілю. Разом з цим каталітичний риформінг, що дає ароматичні вуглеводні і водневмісний газ – масова сировина для багатьох хімічних перетворень, може по праву вважатися одним з основних головних процесів нафтохімії. 1. Загальна частина 1.1 Призначення установки і її коротка характеристика Установка ЛГ-35/11-300 призначена для одержання високооктанового бензину шляхом каталітичного риформінгу прямогоних бензинових фракцій. У результаті каталітичного риформінгу виходить бензин, водневмісний газ (ВВГ, використовується на установках гідроочищення), голівка стабілізації (рефлюкс, направляється на ГФУ), сухий газ (направляється в паливну мережу заводу). Продуктивність установки по сировині становить 375.4 тис. т/рік. Максимальне завантаження по сировині становить 62 м3/час, мінімальна – 47 м3/час. Установка складається з наступних блоків: 1. Блок попереднього гідроочищення сировини з резервуарним пар- 2. Блок стабілізації гідрогенизату 3. Блок каталітичного риформінгу з піччю П-1 4. Блок стабілізації каталізату ком Блок попереднього гідроочищення сировини з резервуарним парком. Призначений для видалення із прямогоних бензинових фракцій органічних сполук сірки, кисню та азоту шляхом перетворення їх у вуглеводні з виділенням сірководню, води та аміаку в результаті реакції гідрогенізації процесу гідроочищення на алюмокобальт-молібденовому каталізаторі АRT CK 400, ART CK 500 і одержання гідрогенизату з утримуванням сірки не більш 0,00005% мас. Резервуарний парк призначений для зберігання сировинних бензинових фракцій з установок АВТ - 3,4,5 і гідрокрекінгу. Блок стабілізації гідрогенизату. Призначений для відділення від нестабільного гідрогенизату вуглеводневого газу методом ректифікації з одержанням у якості продукту стабільного гідрогенизату (сировина риформінгу). Отриманий при цьому газ (З 1-З 3- фракція) направляється на очищення від Н2S і далі використовується в якості палива. Блок каталітичного риформінгу з піччю П-1. Призначений для одержання з гидрогенізату нестабільного каталізату шляхом проведення реакцій каталітичного риформування на платиноворенієвому каталізаторі R-56 фірми UOP з перетворенням нафтенових і парафінових вуглеводнів нормальної будови в ароматичні та парафінові вуглеводні будови. Піч П-1 призначена для підігріву газосирьевої суміші блоку гідроочищення та для попереднього та міжступенчатого підігріву газосирьевої суміші блоку риформінгу між реакторами. Блок стабілізації каталізату. Призначений для відділення від нестабільного катализата углеводородного газу методом ректифікації з одержанням у якості продукту технологічного бензину (стабільного катализата) з октановым числом не менш 95 по дослідницькому методу. Отриманий при цьому рефлюкс (З 3-З 4-фракція) може бути використаний як сировина для ГФУ, а сухий газ (З 1-З 3-фракція) використовується в якості палива. 1.2 Хімізм процесу Реакції процесу гідроочищення. Прямогонні бензинові фракції, що надходять на установку, містять органічні сполуки сірки, кисню й азоту, які є отрутами поліметалевого каталізатора риформінгу. У процесі гідроочищення в результаті реакції гідрогенізації ці з'єднання перетворюються у вуглеводні з виділенням сірководню, води й аміаку. Одночасно з реакцією гідрогенізації протікають побічні реакції перетворення вуглеводнів: гідрування неграничних вуглеводнів, ізомеризація, гідрокрекінг. Відновлення з'єднань сірки. Залежно від будови сірчисті з'єднання (меркаптани, сульфіди, дисульфіди, тіофени) перетворюються в парафінові, нафтенові або ароматичні вуглеводні з поглинанням водню й виділенням сірководню: меркаптани: R-SH + H2 RH + H2S сульфіди: R1-S-R2 + 2 H2 R1H + R2H + H2S циклічні сульфіди: H2C CH2 H2C CH2 S + 2 H2 H3C CH2 CH2 CH3 + H2S дисульфіди: R1-S-S-R2 + 3 H2 R1H + R2H + 2 H2S тіофени: HC CH HC CH S + 4 H2 H3C CH2 CH2 CH3 + H2S Установлене, що із сірчистих з'єднань легше гідруются меркаптани, сульфіди, сутужніше – тіофени. Зі збільшенням температури кінця кипіння бензинової фракції зменшується швидкість гідрозбессерювання, що викликане зміною типу сірчистих з'єднань. Відновлення кисень- і азотовмісних з'єднань. Видалення азоту в процесі гідроочищення сировини відбувається значно сутужніше, чим видалення сірки. Під дією водню азотовмісні органічні сполуки перетворюються у відповідні вуглеводні з виділенням аміаку: піридин: N + 5 H2 H3C CH2 CH2 CH2 CH3 + NH3 хінолін: C3H7 + 4 H2 + NH3 N 3,4 диметилпиррол: CH3 N + 4 H2 CH3 H3C H3C CH CH CH3 + NH3 CH3 Кисень у складі органічних сполук, таких як феноли, віддаляється в процесі гідроочищення в результаті гідрування зв'язки вуглець-гідроксил з утвором води й відповідного вуглеводню: феноли: OH + H2 R + H2O R Гідрування олефинів. У більшості видів прямогоного бензину олефіни присутні лише в не значних кількостях. Реакція гідрування олефінів відбувається майже з тою же швидкістю, що й збезсірення. Лінійні олефіни: H3C CH2 CH CH CH3 + H2 H3C CH2 CH2 CH2 CH3 Циклічні олефіни: + H2 Ізомеризація вуглеводнів H3C CH2 CH2 CH2 CH2 CH3 H3C CH CH2 CH2 CH3 CH3 Гідрокрекінг вуглеводнів H3C CH2 CH2 CH2 CH2 CH3 + H2 H3C CH2 CH2 CH3 + H3C CH3 1.3 Якість сировини допоміжних матеріалів і готової продукції; Таблиця 1 - Аналітичний контроль технологічного процесу постійно працюючого встаткування Найменування ста- Місце відбору дії процесу, аналі- проби (місце зований продукт установки кошту виміру, номер позиції на схемі) 1 2 Бензинові фракції з Пробоотборустановок АВТ- ник на прий3,4,5 і гідрокрекін- манні ЦН- 1а, гу - сировина для 1б, 1в установки Контрольовані показ- Норма ники 3 1. Щільність, г/см3 5 6 Не норму- 1р/2сут ється, визначення обов'язкове 1р/2сут 2. Фракційний склад Температура качану перегонки, 0С не ни- 80 жче 50% переганяється при температурі, 0С, не нижче Температура кінця перегонки, 0С, не вище 3.Утримування сірки, 120 % мас 4.Углеводородный 185 склад Циркулюючий ВСГ Пробоотборреакторного блоку ник на З- 1 гідроочищення Гидрогенизат Пробоотборник на прийманні ЦН1а,1б,1в Частота відбору 1р/2сут 1р/2сут 1р/10сут 1р/10сут 1 р./10сут. 1 р./10сут. Не менш 70% 1 р./мес. витримує безбарвний відсутність 1р./10сут. 1 р./сут. 1 р./сут. 1 р./сут. 1 р./сут. 0,00005 1 р./2 сут. 1.4 Опис технологічної схеми Суміш сировини та водневовмісного газу направляється в міжтрубний простір трьох послідовне включених теплообмінників Т-1/1, Т-1/2 і Т-1/3, у яких нагрівається за рахунок протитечії вихідної з реактора Р- 1газопродуктовой суміші й далі надходити в піч П-1 . У печі газосиьева суміш проходити послідовно двома паралельними потоками конвекційну камеру (60 труб) і 16 труб першої радіантної камери, звідки подається в реактор Р- 1. Тепло вихідної з реактора газопродуктової суміші використовується спочатку в підігрівнику Т- 3 поз.9 отпарної колони ДО- 1, а потім у трубних пучках теплообмінників Т-1/3, Т-1/2, Т-1/1 для підігріву газосирьевої суміші. Далі газопродуктова суміш прохолоджується в повітряному холодильнику ВХ- 1 поз.11, потім у водяних холодильниках Х- 1/1 поз.12, Х-1/2. Після охолодження газопродуктова суміш надходити в сепаратор З- 1, де від суміші відділяється воденьвмісний газ. З верху сепаратора З-1 воденьвмісний газ через каплеотбійну колону ДО- 2 і сепаратор З- 2 направляється на циркуляцію ВВГ. У каплевідбійної колоні ДО- 2 і сепараторі З- 2 відбувається відділення рідини від воденьвмісного газу. Рідка фаза із сепаратора З- 2 скидається в смолоскипову ємність Рідка фаза із частково розчиненими в ній газами з низу сепаратора З- 1 проходити через трубний простір теплообмінника Т- 2 і подається на 24 тарілку колони ДО- 1. В відпарної колоні ДО-1 поз.2, що має 30 тарілок, від гідрогенізату відпарюються парі води, сірководень і аміак. Звільнений від води гідрогенізат з низу колони ДО-1 приділяється двома потоками: перший потік через підігрівник Т-3 направляється в куб колони для підтримки температурного балансу, а другий потік направляється в міжтрубне простір теплообмінника Т-2, звідки після охолодження надходити на блок риформінгу. 1.5 Норми технологічного режиму Таблиця 2 - Норми технологічного режиму Найменування стадій Номер Одиниці процесу, апарати, показ- позиції виміру ники режиму приладу на схемі Що допускаються межі технологічних параметрів 1 2 1.Концентрація водню у водородсодержащем газі в З- 2 2.Видаток сировини в трійник змішання блоку гідроочищення 3.Видаток ВСГ у трійник змішання гідроочищення 4.Температура газосырьевой суміші на вході в Р-1 5.Температура зовнішньої стінки Р- 1 6.Температура продукту ТТ-8 на виході з Х-1/1,1/2 7.Температура підшипників насоса ЦН-1 8.Температура підшипників електродвигуна насосаЦН-1 9.Тиск на вході в Р-1 10.Тиск у сепараторі З-1 РТ11,19 11.Рівень у сепараторі З-1 LТ1,18 12.Рівень у сепараторі З-2 13.Рівень роздягнула фаз низу ДО-2 14.Утримування сірки в гидрогенизате після ДО-1 1.Температура верху ДО- ТТ-21 1 2.Температура низу ДО-1 ТТ-5 3.Температура гидрогенизата на прийманні ЦН1а,1б,1в 3 про. % 4 не менш 70 м3/год не менш 47 не більш 62 2,5 нм3/год не менш 11200 2,5 ос не більш 420 2,5 ос не більш 300 2,5 ос не більш 50 2,5 ос не більш 70 2,5 ос не більш 80 2,5 кгс/див2 кгс/див2 не більш 32 не більш 27 1,5 2,5 % не менш 30 не більш 70 не більш 20 не більш 20 1,5 % % мас. % Необхідний клас точності вимірювальних приладів ДЕРЖСТАНДАРТ 8.401-80 5 4 1,5 1,5 ос не більш 0,00005 не більш 140 2,5 ос ос не більш 270 не більш 165 2,5 2,5 4.Тиск у ДО-1 5.Рівень у підігрівнику Т3 6.Тиск у сепараторі З-3 7.Рівень у сепараторі З-3 кгс/див2 % не більш 10 не менш 30 не більш 70 не більш 16 не менш 30 не більш 70 не більш 0,5 1,5 1,5 8.Утримування вуглеводнів у циркулюючому газі в З- 1, З- 2 перед початком регенерації 9.Утримування кисню в газовому потоці на вході в Р-1 10.Залишкове втримування кисню в циркулюючому газев З- 1, З- 2 перед прийманням ВСГ 11.Швидкість підйому температур на вході в Р-1 12.Різниця температур на виході й вході Р- 1 13.Температура на виході з Р- 1 14.Рівень у ємності Е-1 15.Тиск пілотного газу до печі П-1 про. % про. % не менш 0,3 не більш 5,0 4 про. % не більш 0,5 4 оC/год 25-30 2,5 оC не більш 50 2,5 оC не більш 420 2,5 % кгс/cv2 не більш 70 не менш 0,35 1,5 1,5 кгс/див2 % 1,5 1,5 4 1.6 Добір устаткування nf насосів Таблиця 3 - Характеристика насосів Найменування встаткування Індекс Кілза схе- В мою Марка насоса Продуктивність, м3/год Напір, кгс/д ив2 1 Насос сировинний 2 ЦН- 1а 3 1 4 НПС 120/65-750 1вСДН 5 65 6 66,75 ЦН- 1б 1 НПС 120/65-750 1вСДН 65 66,75 ЦН- 1в 1 НПС 120/65-750 1вСДН 65 66,75 Марка електро- Подвигуна тужніс ть, кВт 7 8 ВАО 2-450М- 250 2В2 ВАО 2-450М- 250 2В2 ВАО 4-450М- 250 2В2 Число Виконання оборотів у хвилину 9 10 2950 Iexdiibt4 Матеріал корпуса 2950 Iexdiibt4 25Л 2950 Iexdiibt4 25Л 11 25Л Таблиця 4 - Характеристика реакторів, колон і ємнісного встаткування Найменування встат- Номер Кіл кування позиції за -В схемою, індекс Матеріал корпуса Методи захисту встаткування від корозії Технічна характеристика Розрахункові параме- Діаметр три внутр., мм темпера- тиск, кгс/див2 6 7 8 1 2 Реактора Реактор гідроочищен- Р-1 ня 3 4 5 1 13CrМо4.4 футеровка Тст300 50 Т порівн 420 Mb16/AzB St52-3/AzA Не потрібно 140/270 Не потрібно St52-3/AzA St52-3/AzA St52-3/AzA Довжина, мм Обсяг, м3 Товщина стінки, мм Тип лок, кість 9 10 11 12 2500 6910 28,7 50 16,3 2200 26000 90 25 35 39 1850 18440 45 25 Не потрібно 50 36 2000 7300 21 25 Не потрібно 35 39 2000 7300 20 25 Не потрібно 35 18 2000 7130 21 14 Колони Отпарная колона ДО- 1 1 Каплеотбойная колона ДО- 2 1 З- 1 1 З- 2 1 З- 3 1 Е- 1 1 St38b-2Wz Не потрібно 200 3 2400 5312 22 12 А- 1 1 St38b-2 Не потрібно 35 1 530 1030 0,2 11 Сепаратори Сепаратор високого тиску Сепаратор циркулюючого газу Сепаратор низького тиску Ємності Дренажна ємність Решта встаткування Фільтр сировинний тарікіль- S-Образні, 30 Таблиця 5 - Характеристика теплообмінної апаратури Найменування встаткування 1 Повітряний холодильник Теплообмінник сировинний Подогре-Ватель завантаження колони ДО- 1 Підігрівник куба колони ДО- 1 Холодильник продуктів блоку гідроочищення Номер позиції за схемою, індекс 2 ВХ-1 Т-1/1 Т-1/2 Т-1/3 Т-2 Кіл-В Матеріал корпуса Методи захисту встаткування від корозії 3 6секцій 1 1 1 2 пучка 4 12Х18М9ТЛ 13Crmo4.4 13Crmo44 10Crmo9.10 Mb16 5 Не потрібно Не потрібно Не потрібно Не потрібно Не потрібно Технічна характеристика Розрахункові пара- Діаметр метри внутр., мм темпера- тиск, кгс/див2 6 7 8 300 55 140/190 50/50 840 370/420 50/50 840 460/520 50/50 844 270/150 14/20 630 Т- 3 Х-1/1 Х-1/2 2 пучка 1 1 Мb16/Az-B Mb19/Az-A 09Г2С Не потрібно Не потрібно Не потрібно 270/400 120/45 120/60 14/49 50/4,5 40/10 2400 840 800 Довжина, мм Поверхня теплообміну, м2 9 6400 14025 14292 14403 6920 10 5650 350 350 350 200 10000 13265 5100 260 350 88х2 1.7 Вплив факторів на вихід і якість Основними параметрами, що визначають процес гідроочищення, є температура, тиск, об'ємна швидкість подачі сировини, кратність циркуляції водневмісного газу (ВВГ), активність каталізатора. Вплив температури і якості сировини. Зі збільшенням температури швидкість реакцій гідрознессірення, гідрування неграничних вуглеводнів, дегідрогенізації нафтенових вуглеводнів збільшується. Однак підвищення температури більш 345оС впливає на подальше прискорення реакцій знесірення. При значному збільшенні температури інтенсивність реакцій гідрознесірення й особливо гідрування неграничних вуглеводнів знижується. Це пов'язане зі зростанням інтенсивності реакцій деструктивної гідрогенізації – гідрокрекінгу. При цьому знижується вихід рідких продуктів, збільшується відкладання коксу на каталізаторі, і, тим самим, скорочується строк його служби. Добір оптимальної температури гідроочищення залежить і від якості сировини. Важка, термічно менш стійку сировину очищають при більш низькій температурі. При переробці сировини з підвищеним вмістом кисень- і азотвмісних з'єднань процес гідроочищення потрібно вести при більш високій температурі. При гідроочищенні бензинових фракцій (80 185оС) оптимальний температурний діапазон проведення процесу – 315 345оС. Вплив тиску. Підвищення загального тиску в системі сприяє збільшенню глибини сіркоочищення й продовженню терміну служби каталізатора. Це пов'язане з ростом парціального тиску водню в системі, що сприяє збільшенню глибини гідроочищення й гідруванню коксу, що утворюється. Оптимальний тиск процесу гідроочищення – 20 32 кгс/см2. Вплив об'ємної швидкості подачі сировини. Об'ємна швидкість подачі сировини – відношення обсягу рідкої сировини, що переробляється, у м3/год до обсягу каталізатора в м3. Зі збільшенням об'ємної швидкості подачі сировини скорочується час перебування сировини в реакторі, тобто час контакту сировини з каталізатором. При цьому зменшується глибина гідрознесірення сировини. Зі зменшенням об'ємної швидкості сировини збільшується глибина його гідрознесірення. Для гідроочищення прямогонних бензинових фракцій оптимальна об'ємна швидкість подачі сировини становить 5 год-1. Вплив кратності циркуляції воденьвмісного газу. Кратність циркуляції воденьвмісного газу (ВСГ) виражається відношенням обсягу циркулюючого газу в нм3 до обсягу подаваної рідкої сировини в м3. Кратність циркуляції ВВГ, а також концентрація водню в ньому визначають мольне відношення водень : сировина. При молярному співвідношенні вище 5:1 глибина сіркоочищення зростає незначно, що пояснюється зменшенням часу контакту пар сировини з каталізатором за рахунок більших обсягів парогазової суміші, що проходить через реактор. Зменшення молярного співвідношення нижче 5:1 також погіршує процес сіркоочищення. Практично необхідна швидкість знесірення сировини досягається при подачі 350 700 нм3 циркулюючого ВВГ на 1 м3 сировини. Проектом прийнята кратність циркуляції не менш 200 нм3/м3. Концентрація водню у ВВГ при цьому повинна бути не менш 70 про. % Підживлення свіжим воденьвмісним газом здійснюється із блоку риформінгу. Вплив активності каталізатора. Чим вище активність каталізатора, тем з більш високою об'ємною швидкістю подачі сировини можна проводити процес, тем глибше знесірення. Індекс активності каталізатора (IA) розраховується по формулі: IA = S0 -SK S0 -SЭ , де S0 – утримування сірки у вихідній сировині; SЭ – утримування сірки в гідрогенізате, очищеному на еталонному каталізаторі; SK - утримування сірки в гідрогенізате, очищеному на випробовуваному каталізаторі. Згодом активність каталізатора падає через відкладання коксу на його поверхні. Особливо різко активність каталізатора падає при зниженні тиску в системі, перевищенні температури процесу й зменшенні кратності циркуляції ВВГ, тому що в цих умовах відбувається інтенсивне коксоутворення. Таке зниження активності каталізатора оборотне й може бути відновлене в процесі регенерації. Необоротна втрата активності, що вимагає заміни каталізатора, пов'язана з нагромадженням на його поверхні неорганічних речовин (з'єднання миш'яку, свинцю, кальцію, натрію, кремнію, фосфору) домішок, що входять у вигляді, до складу сировини. 1.8 Лабораторний контроль Таблиця 7 - Аналітичний контроль, проведений лабораторіями Найменування стадії процесу, аналізований продукт Місце відбору проби (місце установки кошту виміру, номер позиції на схемі) Контрольовані показники 1 2 3 Димові гази печі П-1 Газохід П-1 1. Вуглеводні граничні,З 1-З5 2. Вуглецю оксид, CO 3. Ангідрид сірчистий, SO2 4. Азоту оксид, NO 5. Азоту диоксид, NO2 Нормативні документи на методи вимірів (випробувань, контролю аналізів) 4 Норма Частота відбору 5 6 ПНД Ф 13.1:2.26-99 ПНД Ф 13.1:2:3.27-99 ПНД Ф 13.1.397М.61-1 М-18 Не нормується. Визначення обов'язкове 1 раз у квартал М-18 1.9 Розміщення виробничого встаткування на установці При проектуванні в увагу ухвалюються наступні вимоги: 1.максимальний винос устаткування на відкриті майданчики, що дозволить поліпшити умови праці й зменшити капітальні витрати; 2.максимальний винос негабаритного й великовагового встаткування до границь установки з наближенням до проїздів і автодорогам; 3.компактність при розміщенні встаткування; 4.створення зручності обслуговування встаткування й трубопроводів; 5.відстань від операторної до зовнішньої установки не менш 10 м. Обґрунтування місця розташування установки 1.середня температура повітря найбільш холодного місяця –15°С, найбільш теплого місяця +25°С; 2.середня відносна вологість повітря в січні 84 %, у червні 78 %. Будинки й спорудження розташовані на майданчику зі спокійним рельєфом. Виробниче й господарське водопостачання здійснюється по системі заводу. Джерело електроенергії – ТЕЦ. Пара виробляється на установці. Під'їзними коліями є залізничні й автомобільні шляхи. По характеру, що переробляються й одержуваних речовин, процес ставиться до взриво- і пожароопасним проведенням. По санітарних нормах проектування підприємств дане проведення ставиться до 1 класу. Установка складається з наступних основних будинків і споруджень: зовнішня установка; будинок операторної і будинок насосної. Для обслуговування зовнішньої установки проектом передбачені металеві естакади й майданчика. 1.10 Опис схеми контролю й автоматичного регулювання У проекті виконана функціональна схема автоматизації в наступному обсязі: Видаток сировинної суміші в реактор контролюється (позиція 1-1,1-2). Температура суміші передається в теплообмінному апарату й після теплообмінника контролюється (позиція 2-1,2-2,3-1,3-2). Температура суміші після теплообмінників на вході в піч П-1 контролюється (позиція 4-1,4-2). Температура суміші на вході в радиантную камеру контролюється, температура суміші попередньо нагрітої в печі П-1 контролюється й регулюється зміною подачі паливного газу в піч (позиція6-1…6-5). Температура суміші на вході в реактор Р-1 контролюється (позиція 7-1). Температура на виході з Р-1 контролюється (позиція 8-1). Тиск до реактора контролюється (позиція 10). Тиск після реактора контролюється (позиція 11), перепад тиску в реакторі контролюється (позиція 9-1,10-1,11-1). Перевищення перепаду тиску сигналізується (позиція 10-2). Температура зовнішніх стінок реактора із двох сторін контролюється у зв'язку з важким температурним режимом роботи реактора (позиція 15-1,15-2,16-1,16-2,17-1,17-2,12-1,12-2,13-1,13-2,14-1,14-2). Температура усередині реактора Р-1 контролюється із двох сторін багатопозиційними термопарами, що контролюють температуру в трьох зонах реактора Р-1 (позиція 18-1,18-2,19-2,20-2,21-1,21-2,22-2,23-2). Температура продуктів реакції на вході в теплообмінник Т 1/1 контролюється (позиція24-1,24-2). Температура на вході в повітряний холодильник ВХ-101 контролюється (позиція 251,25-2), температура після ВХ-101 контролюється й регулюється частотним перетворювачем (позиція 26-1,26-2,26-3), зміною частоти обертання двигуна вентилятора залежно від їхньої температури. Температура охолоджених продуктів реакції холодильника Х 2/2 контролюється й регулюється (позиція 271,27-2) відбором газу із сепаратора (позиція 28-1,28-2,28-3,28-4). Перевищення тиску в сепараторі сигналізується (позиція 28-1,28-2). Рівень гідрогенізату в сепараторі контролюється й регулюється каскадно-зв'язаним регулюванням, стабілізується видаток гідрогенізату в колони ДО-1 з корекцією за рівнем у сепараторі (позиція 29-1,29-2,30-2,30-3,30-4,3,-5), регулювальний клапан на трубопроводі гідрогенізату (позиція 30-5). Температура гідрогенізату на вході в теплообмінник Т-2 контролюється (позиція 32-1, 32-2), температура після теплообмінника Т-2 контролюється (позиція 30-1,30-2). У сепараторі встановлений дублюючий рівнемір. Тому що установка вибухонебезпечна, усі кошти автоматизації встановлені по місці, мають вибухозахищене виконання, усі входи й виходи контролера захищені бар'єрами. Для перетворення вихідного регулюючого електричного сигналу контролера в пневматичний, подаваний на мембранний виконавчий механізм клапанів, установлені електро - пневматичні перетворювачі.. 2. Вихідні дані для технологічного розрахунків 2.1 Матеріальний баланс установки Установка працює 340 днів у році, її продуктивність по сировині 375,4 тис.т/рік. Таблиця 8 – Матеріальний баланс установки Зробило: Сировина на установку Разом: Виходи: Стабільний катализат Надлишок ВВ Г на сіркоочищення Газ у мережу очищеного паливного газу ВСГ на КР-600 Газ сухої углев. очищ. кат. риф. Разом: % мас тыс.т/рі к т/сут кг/годи на 100 100 375,4 375,4 1104 1104 46000 46000 87,94 0,23 1,4 7,48 2,95 100,0 330,1 0,9 5,2 28,1 11,1 375,4 970,9 2,6 15,4 82,5 32,6 1104 40454 108 641 3440 1357 46000 2.2 Розрахунки теплообмінника Т-2 Розрахунки теплообмінника для підігріву газопродуктової суміші (нестабільний гідрогенізат) кубовим продуктом (стабільний гідрогенізат) колони ДО-1. Ухвалюємо наступні дані: Холодний теплоносій – газопродуктова суміш; Гарячий теплоносій – стабільний гідрогенізат; Початкова температура газопродуктовой суміші tначсм= 1500 С; Кінцева температура газопродуктовой суміші tконсм= 2700 С; Початкова температура стабільного гидрогенизата tначсг=4000С; Кінцева температура стабільного гідрогенізату tконсг=2890С; 1.Визначення теплового навантаження на апарат ведемо по рівнянню теплового балансу: Q=G c Δt ,кВт Q – теплове навантаження на апарат, кВт ; G – масовий видаток теплоносія, кг/з; С- питома теплоємність теплоносія при середній температурі, кДж/кг; Δt – різниця між кінцевої й початкової температурами теплоносія,0 С. Теплове навантаження на апарат розраховуємо по газопродуктової суміші: СМ СМ СГ СГ G СМ c СМ (t кон -t нач )=G СГ сСГ (t нач -t кон ) , кВт За законом збереження енергії: QСМ=QСГ СМ СМ Q СМ =G СМ C СМ (t кон -t нач ) Де t СМ нач t СМ кон Вт – кінцева температура газопродуктової суміші; - початкова температура газопродуктової суміші; QСМ =11,79 3, 4 103 (270-150)=4810320 Вт; 2.Орієнтовна площа поверхні апарата. F= Q K Δt ср м2 Де Δtср – середній температурний напір,0С; ДО – коефіцієнт теплопередачі, ухвалюємо 300 Вт/м2∙К Визначення середнього температурного напору: стабільний гідрогенізат 4000С 2890С газопродуктовая суміш 2700С 1500С Рис.1.Схема руху – протитечія. Δtм = 1300С Δtб = 1390С Δt ср = Δt ср = Δt б +Δt м 2 , 0С 130+139 =134,5 2 0С Ухвалюємо коефіцієнт теплопередачі ДО = 300 Вт /м2 ДО и визначаємо орієнтовну поверхню теплообміну: Fориент = 4810320 =119,2м 2 300 134,5 . Ухвалюємо за ДСТ 14246 – 79 теплообмінник кожухотрубний із плаваючою голівкою з наступними характеристиками: поверхня теплообміну F = 131м 2; діаметр корпуса D = 600 мм; діаметр труб d = 20 х 2 мм; довжина труб L = 6000 мм; число ходів по трубах Z = 2 х 2; число труб n=370 площа прохідного перетину по трубах fтр= 34∙10-3м 2; площа прохідних перетинів по межтрубному пр-ву fмтр= 42∙10-3 м2; 3.Визначення дійсного коефіцієнта теплопередачі. межтрубний простір трубний простір (стабільний гідрогенізат) (газопродуктова суміш) q1=αмтр∙(tсрСГ–tст1) q2=αтр∙(tст2–tСМср) q3=λст/δ∙(tст1-tст2) t СГ ср = 400+289 =344,50 С 2 ; t СМ ср = 270+150 =2100 С 2 Визначимо приватні коефіцієнти теплопередачі в трубному й міжтрубних просторах, ухвалюючи температуру стінки tст1= 2680С Міжтрубне простір. Коефіцієнт теплопередачі від стабільного гідрогенізату до стінки. Критерій Рейнольдса, характеризує співвідношення чинностей інерції й тертя в потоці: Re= ωСГ d нар ρ СГ µСГ де ωСГ- швидкість руху стабільного гідрогенизату по міжтрубному простору, м/с; dнар – зовнішній діаметр труб, м; µСГ- коефіцієнт динамічної в'язкості стабільного гідрогенізату при tср; Швидкість стабільного гідрогенізату в міжтрубному просторі: ωСГ = G СГ ρ СГ f мтр , м/с де GСГ – масовий видаток стабільного гідрогенізату, кг/с; fмтр – площа прохідних перетинів по межтрубному простору, м2; ρСГ- щільність стабільного гідрогенізату при tср, кг/м3 ωСГ = 11,415 =0,68 400 0,042 м/с т.кrе> 10000 для міжтрубного простору, режим руху – стійкий турбулентний. Коефіцієнт теплопередачі від стабільного гідрогенізату до стінки для стійкого турбулентного режиму в міжтрубному просторі: α мтр =λ СТ /d нар 0,22 Re 0,65 Pr 0,36 ( Pr 0,25 ) Еφ PrСТ1 , Вт/м2 ДО де λст – теплопровідність стабільного гідрогенізату при середній температурі, Вт/мк; Еφ – коефіцієнт, що враховує кут атаки пучка труб, ухвалюємо Еφ=0,6; Рr - критерій Прандтля для стабільного гідрогенізату, що характеризує відношення вязкостних і температуропровідних властивостей теплоносія при середній температурі. Рrст1 - критерій Прандтля для стабільного гідрогенізату при tст1 α мтр =0,03/0,020 0,22 1360000,65 4,80,36 ( 4,8 0,25 ) 0,6=747,24 5,05 Вт/м2 ДО; Питоме теплове навантаження по міжтрубному простору. q1 =α мтр (t сСГр -t ст1 ) ; Вт/м2 q1 =747,24 (344,5-268)=57163,86 Вт/м2 Визначаємо температуру стінки tст2 виходячи з рівності q1=q3 t ст2 =t ст1 -q1 δ/λ ст ,0С де δ – товщина стінки трубки теплообмінника, м; λст- теплопровідність стали, Вт/м∙к; t ст2 =268- 57163,86 0,002 =265,5 46,5 0 С; Трубний простір. Швидкість газопродуктової суміші в трубному просторі: ωСМ = G СМ ρ СМ f тр , м/с де GСМ – видаток газосирьєвої суміші, кг/з; ρ НР – щільність газосирьєвої суміші, кг/м3; fтр – площа прохідного перетину по трубному просторі, м2; ωСМ = 11,79 =0,687 505 0,034 м/с, Критерій Рейнольдса, характеризує співвідношення чинностей інерції й тертя в потоці: Re= ωсм d вн ρ сг µсм Де dвн – внутрішній діаметр труб, м; µсм- динамічна в'язкість газопродуктової суміші при середній температурі, Па∙с Режим руху – стійкий турбулентний, тому що Re> 10000. Розраховуємо коефіцієнт теплопередачі від стінки до газопродуктової суміші при стійкому турбулентному русі: α тр =λ см /d вн 0,021 Re0,8 Pr 0,43 ( Pr 0,25 ) Prст2 α тр =0,063/0,016 0,021 57852,60,8 5,10,43 ( , Вт/м2 ДО 5,1 0,25 ) =1075,38 5,05 Питоме теплове навантаження по трубному просторі. q 3 =α тр (t ст2 -t сСМ р ) ,Вт/м2 Вт/м2 ДО; q 3 =1075,38 (265,5-210)=59683,59 Вт/м2 Отримане значення теплового навантаження q3більше розрахованої раніше теплового навантаження q1 на: q1 -q 3 100% q3 57163,86-59683,59 100%=-4% 59683,59 Вт/м2 ДО , що перебуває в припустимих межах (не більш ±5%) 4. Розраховуємо дійсний коефіцієнт теплопередачі. де r1 і r2 – термічні опори забруднень із боку теплоносіїв, r1 = r2 = 0,0003Вт/м2 ДО 5. Визначення дійсної поверхні теплообміну. Необхідна поверхня теплообміну: Fист = Fист = Q К ист Δt ср ,м2 4810320 =103м 2 348 134,5 За ДСТ 14246-79 ухвалюємо кожухотрубний теплообмінник із плаваючою голівкою з раніше обраними характеристиками, з поверхнею теплообміну F =200 м 2 Довжина 6920 мм Діаметр 630 мм Запас поверхні становить: (200-103) / 200∙100% =48,5% 2.3 Розрахунки реактора Р-1 Апарат призначений для проведення реакцій гідроочищення Для розрахунків реактора гідроочищення необхідні наступні дані Таблиця 9 Параметр значення Продуктивність установки, т/рік по сировині Установка працює, днів у році Кількість днів на ремонт Кількість днів на регенерацію каталізатора Гідроочищення проводиться: при тиску Р, МПа при кратності циркулюючого водородсодержащего газу ,нм3/м3 на алюмокобальтмолибденовом каталізаторі марки Характеристика сировини: фракційний склад щільність при 20°С o , кг/м3 Утримування сірки у вихідній сировині Sо, масс. діл., % у тому числі: меркаптановой сірки SМ, масс.діл.% ; сульфідної сірки SС, масс.діл.% ; дисульфидной сірки SД, масс.діл.% ; тиофеновой сірки SТ,масс.діл.%; Залишкове втримування сірки в очищеному дизельному паливі S K , масс.діл., % Утримування неграничних вуглеводнів масс.діл.,% на сировину Температура сировини на вході в реактор, °З СН, Склад ЦВСГ, объм. діл.%, А також довідкові дані: Діаметр реактора, м Висота реактора, м Тип реактора Кількість реакторів, шт Креслення реактора загального виду зі специфікацією. джерело інформації на установці на установці на установці на установці в операторной в операторной або в режимному аркуші на установці у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ у ЦЗЛ або НТЦ 0,0005 у ЦЗЛ або НТЦ у режимному аркуші у ЦЗЛ або НТЦ у механіка установки у механіка установки у механіка установки з технологічної схеми у механіка установки Вихідні дані, отримані на проведенні, представлено в таблиці 10. Таблиця 10 Параметр Продуктивність установки, т/рік по сировині Установка працює, днів у році Кількість днів на ремонт Кількість днів на регенерацію каталізатора Гідроочищення проводиться: при тиску Р, МПа при кратності циркулюючого водородсодержащего зу ,нм3/м3 на реній-платиновому каталізаторі марки S12G Характеристика сировини: фракційний склад значення 375,96 340 22 3 50 га- 200 щільність при 20°С o , кг/м3 Утримування сірки у вихідній сировині Sо, масс. дол., % Залишкове втримування сірки в очищеному бензині S K , мас. дол., % Утримування неграничних вуглеводнів СН, мас.дол.,% на сировину Температура сировини на вході в реактор, °З Склад ЦВСГ, обм. дол.%, 420423°С 840 0,9 0,2 30,0 420 дивися таблицю 4. Матеріальний баланс установки гідроочищення. Продуктивність установки 375,96 т/рік по сировині. Процентне співвідношення компонентів (мас. дол.,%) беруть на проведенні або на самій установці або в цеху. Таблиця 11. № 1 2 1 2 3 4 найменування взято: Сировина Водородсодержащий газ у тому числі 100% водень Разом: Отримано: Дизельне паливо очищене Сірководень Сухий газ Бензин Разом: мас.діл., %. т/рік т/доба кг/год 100,00 1,48 0,43 101,48 2 000 000,00 29 600,00 8 600,00 2 029 600,00 5882,35 87,06 25,29 5969,41 245 098,00 3 627,00 1 053,00 248 725,00 96,11 1,91 1,66 1,80 101,48 1 922 200,00 38 200,00 33 200,00 36 000,00 2 029 600,00 5653,53 112,35 97,65 105,88 5969,41 235 564,00 4 681,00 4 068,00 4 412,00 248 726,00 Склад цввг (циркулюючого воденьвмісного газу). На проведенні склад циркулюючого воденьвмісного газу визначають в об'ємних відсотках. Утримування водню в циркулюючому воденьвмісному газі (ЦВВГ) не повинне бути нижче 70 - 75 об'ємних відсотків. Склад ЦВВГ в об'ємних відсотках і частках наведено в таблиці 12. Таблиця 12. найменування молекулярна маса об'ємна частка об'ємна частка,% Н2 2,00 0,720 72,0 СН4 16,00 0,200 20,0 С2Н6 30,00 0,050 5,0 С3Н8 44,00 0,020 2,0 С4Н10 58,00 0,010 1,0 Для розрахунків необхідно знати склад ЦВВГ у мольних і масових частках. По формулі (8) переведемо склад ЦВВГ у масові частки: yi M i yi M i yi де: yi масова частка i-го компонента в суміші; yi мольна частка i-го компонента в суміші; M i молекулярна маса i-го компонента в суміші. yH2 2,0 0,83 0,27 2,0 0,83 16,0 0,084 30,0 0,06 44,00 0,018 58,0 0,008 Дані перерахування зводимо в таблицю 13. Таблиця 13 найменування мольна частка у' масова частка в Н2 0,720 0,190 СН4 0,200 0,421 З2Н6 0,050 0,197 З3Н8 0,020 0,116 З4Н10 0,010 0,076 Матеріальний баланс реактора У реактор надходить сировину, свіжий воденьвмісний газ (ВСГ) і циркулюючий воденьвмісний газ (ЦВВГ). Визначаємо середню молекулярну масу ЦВВГ по формулі: М Ц Мi y/i де: МЦ середня молекулярна маса ЦВСГ, кг/моль; М i молекулярна маса i-го компонента, кг/моль (таблиця 4); yi/ мольна частка i-го компонента (таблиця 5). М Ц 2 0,830 16 0,084 30 0,060 44 0,018 58 0,008 6,10 кг/моль Видаток ЦВВГ на 100 кг сировини GЦ можна знайти по формулі (10): GЦ 100 М Ц с 22,4 де: GЦ видаток ЦВВГ на 100 кг сировини, кг; кратність циркуляції воденьвмісного газу, нм3/м3 (таблиця 2); МЦ середня молекулярна маса ЦВВГ, кг/моль (визначено по формулі 9); с щільність сировини, кг/м3 (таблиця 2). GЦ 100 210 6,1 6,81 840,00 22,4 кг Середню молекулярну масу сировини розраховуємо по емпіричній формулі Крэга: M 15 44,29 15 15 1,03 15 де: М – середня молекулярна маса сировини, кг/моль; 1515 - щільність нафтопродукту при 15 ºС, певна щодо щільності води при 15 ºС. Абсолютною густиною речовини називають кількість маси, що втримується в одиниці об'єму. У системі СИ щільність виражається в кг/м3. Відносною густиною речовини називається відношення його маси до маси чистої води при 4°С, узятої в тому ж обсязі. Чисельні значення абсолютної й 20 відносної щільності 4 збігаються, але відносна щільність — величина без- розмірна. 420 = с H O 2 20 де: 4 відносна щільність сировини. с щільність сировини, кг/м3 ( з вихідних даних таблиця 2). H O 2 щільність води, кг/м3. 840 0,840 = 1000 20 4 1515 420 5 де: - температурне виправлення на 1°С (додаток А). 1515 - щільність нафтопродукту при 15 ºС, певна щодо щільності води при при 15 ºС. 1515 0,840 5 0,000910 0,845 M 44,29 0,845 202,30 1,03 0,845 На основі даних матеріального балансу гідроочищення (таблиця 3) становимо матеріальний баланс реактора. Матеріальний баланс реактора представлено в таблиці 14 Таблиця 14 № 1 2 3 1 2 3 4 5 найменування Взято: Сировина воденьвмісний газ Циркулюючий воденьвмісний газ Разом: Отриманп: Бензин Сірководень Сухий газ ПБФ Циркулюючий воденьвмісний газ Втрати: Разом: мас. дол., %. кг/год 100,00 0,78 8,48 109,26 46000 358,8 3900,8 50259,6 97,37 0,69 0,77 1,26 8,48 0,69 109,26 44790,2 317,4 354,2 579,6 3900,8 317,4 50259,6 Тепловий баланс реактора гідроочищення Рівняння теплового балансу реактора гідроочищення можна записати так: QДТ Qc QЦ QS QГ .Н QСМ де: Qc тепло, внесене в реактор зі свіжим ВСГ, кДж; QЦ тепло, внесене в реактор зі ЦВСГ, кДж; Q ДТ тепло, внесене в реактор із сировиною, кДж; QS тепло, виділюване при протіканні реакцій гідрогеноліза сірчистих з'єднань, кДж; Q Г .Н тепло, виділюване при протіканні реакцій гідрування негранич- них з'єднань, кДж; Q СМ тепло, що приділяється з реактора реакційною сумішшю, кДж. Середня теплоємність реакційної суміші при гідроочищенні незначно змінюється в ході процесу, тому тепловий баланс реактора можна записати в наступному виді: _ __ G c t 0 S qS CН qН G c t де: G сумарна кількість реакційної суміші, мас.дол.,%; _ c середня теплоємність реакційної суміші, кДж/(кг* ДО) t0 температура на вході в реактор, °С; t температура при видаленні сірки, °С; S кількість сірки вилученої із сировини, мас.дол.,%; CН кількість неграничних вилучених із сировини, мас.дол.,%; qS тепловий ефект гідрування сірчистих з'єднань, кДж/кг; qН тепловий ефект гідрування неграничних з'єднань, кДж/кг. Температуру, при якій віддаляється сірка визначаємо по формулі (16): t t0 (S qS CН qH ) __ G c де: G сумарна кількість реакційної суміші, мас.дол.,%; _ c середня теплоємність реакційної суміші, кДж/(кг* ДО) t0 температура на вході в реактор, °С; t температура при видаленні сірки, °С; S кількість сірки вилученої із сировини, мас.дол.,%; CН кількість неграничних вилучених із сировини, мас.дол.,%; qS тепловий ефект гідрування сірчистих з'єднань, кДж/кг; qН тепловий ефект гідрування неграничних з'єднань, кДж/кг. Сумарна кількість реакційної суміші на вході в реактор становить 117,44 кг ( з таблиці 6). Визначаємо кількість сірки, вилученої із сировини S . S S0 S K де: S кількість сірки вилученої із сировини, мас.дол.,%; S0 початкове втримування сірки в сировину, мас.дол.,%; S K залишкове втримування сірки в очищеному дизельному паливі, масс.діл.,%. S 2,0 0,2 1,8 мас.дол.,% Визначаємо глибину гідрознесірення. nГ .О. S S0 де: nГ .О. глибина гідрознесірення, частки; S кількість сірки вилученої із сировини, мас.дол.,%; S0 початкове втримування сірки в сировину, мас.дол.,%. n Г .О. 0,7 0,78 0,9 т.е. глибина гідрознесірення повинна бути 90%. Глибину гідрування неграничних вуглеводнів можна прийняти рівній глибині знесірення. CH CH nГ .О. де: CН кількість неграничних вилучених із сировини, мас.дол.,%; СН – утримування неграничних вуглеводнів, мас.дол.,%; nГ .О. ступінь (глибина) гідрознесірення, частки. C H 10 0,78 7,8 мас. дол.,%. Кількість тепла, виділюване при гідрогенолізе сірчистих з'єднань (на 100 кг сировини) при заданій глибині знесірення, рівної 0,9 складе: QS qSi g Si де: QS кількість тепла, виділюване при гідрогенолізі сірчистих з'єднань, кДж; g Si кількість, що розклалися сіркоорганічних з'єднань, кг; При розрахунках на 100 кг сировини воно чисельно дорівнює втримуванню окремих сероорганических з'єднань у масс. діл.% . ( з вихідних даних). qSi теплові ефекти гидрогенолиза гетероорганических з'єднань, кДж/кг У такий спосіб по формулі (20) і довідковим даним додатка Б знаходимо кількість теплоти, виділюване при гидрогенолизе сірчистих з'єднань. QS 0,05 2100 0,45 3810 0,09 5060 0,31 8700 4971,9 до Дж Кількість тепла, виділюване при гідруванні неграничних вуглеводнів, рівно 126кДж/моль QH CH qH M де: QS кількість тепла, виділюване при гідруванні неграничних з'єднань, кДж; qН тепловий ефект гідрування неграничних з'єднань, кДж/кг; CН кількість неграничних вилучених із сировини, масс.діл.,%; М – середня молекулярна маса сировини. QH 7,8 126000 11421,7 86,05 кДж Середню теплоємність ЦВСГ знаходять по формулі: cЦ с pi yi де: cЦ середня теплоємність ЦВСГ, кДж/(кг* ДО); c pi теплоємність окремих компонентів з урахуванням поправок на те- мпературу и тиск, кДж/(кг*К); yi масові частки компонента у ЦВВГ (таблиця 4). c Ц 14,57 0,192 3,35 0,427 3,29 0,201 3,23 0,103 3,18 0,077 5,45 кДж/(кг* ДО) ентальпію пар сировини при 350°С визначають за графіком. I 350 324,6 кДж/кг Виправлення на тиск знаходимо за значеннями наведених температури й тиску. Абсолютна критична температура сировини визначається з використанням графіка. Графік для визначення псевдо критичних параметрів нафтових фракцій залежно від їхньої молекулярної маси М и фактору, що характеризує К. K 1,216 3 Tcp. м ол. 15 15 де: ДО – фактор, що характеризує; 1515 відносна щільність; Тср – температура, К. TCP t н.к . t к .к . 2 tн.к. – температура початку кипіння сировини, °С; tк.к. – температура кінця кипіння сировини, °С; TCP K 80 185 132,5 2 1,216 3 132,5 273 10,652 0,845 За графіком додатка Д за знайденими значенням молекулярної маси сировини (формула 11) фактору, що й характеризує (формула 23) визначаємо абсолютну критичну температуру. Ткр=733 ДО Наведена температура рівна: Tcp t 0 273 Tкр де: t0 температура на вході в реактор, °С; Ткр – абсолютна критична температура, К. Tcp 420 773 0421,30 594 Критичний тиск сировини обчислюють по формулі (26): Pкр де: 0,1 K Tкр Mc Pкр критичний тиск сировини, МПа; ДО – фактор, що характеризує; Ткр – критична температура сировини; Мс – молекулярна маса сировини. Pкр 0,1 10,652 594 3,13 202,3 МПа Тоді наведене тиск визначаємо по формулі (27): Pпр Р Ркр Р – тиск у реакторі, Мпа ( з вихідних даних); Pпр наведений тиск; Pкр критичний тиск сировини, МПа. Pпр 5,0 1,597 3,13 Для знайдених значень Тпр. і Рпр. I M c 4,19 4,2 T де: I виправлення на тиск; Мс – молекулярна маса сировини; Т - температура на вході в реактор, ДО; Преутворюючи формулу (28) визначимо значення виправлення энтальпии на тиск. I 4,19 5 623 66,687 202 кДж/кг Энтальпия сировини з виправленням на тиск рівна I 350 324,6 66,687 257,913 кДж/кг Теплоємність сировини з виправленням на тиск рівна: cc I 350 t0 де: cc теплоємність сировини з виправленням на тиск, кДж/кг; t0 температура на вході в реактор, °З; I 350 энтальпия сировини з виправленням на тиск, кДж/кг. cc 257,913 0,614 420 кДж/кг Середня теплоємність реакційної суміші становить: _ c cc 100 cЦ y ВСГ ЦВСГ yi _ де: c середня теплоємність реакційної суміші, кДж/(кг* ДО) cc теплоємність сировини з виправленням на тиск, кДж/кг; cЦ середня теплоємність ЦВСГ, кДж/(кг* ДО); yВСГЦВСГ - масовий відсоток водородсодержащего газу й циркулюючого водородсодержащего газу вступника на установку.мас.% .( з мат. балансу реактора); y i - загальна кількість вступників на переробку речовин, мас.% . ( з мат. балансу реактора). _ c 0,614 100 6,33 7,5 61,87 100,75 кДж/(кг* оС) Підставляємо знайдені величини в рівняння (16): t 420 (4971,9 11421,7) 422,63 61,87 100,75 °С Для визначення температури реакційної суміші при різних глибинах обессеривания необхідно побудувати графік залежності температури реакційної суміші від залишкового втримування сірки в бензині. Теплоємність реакційного середовища не змінюється, тому залежність t від S лінійна, і для побудови графіка досить двох крапок. Дані для побудови графіка залежності температури реакційної суміші від залишкового втримування сірки в бензині представлено в таблиці 15. Таблиця 15. крапка температура, З утримування сірки S, % мас. 1 420 0,9 2 423 0,7 Графік залежності температури реакційної суміші від залишкового втримування сірки в бензині. Малюнок 1 Швидкість гидрогенолиза r сірчистих з'єднань описується рівнянням: r dS k Sn d де: r - швидкість гидрогенолиза сірчистих з'єднань; S – утримування сірки в продукті, масс.діл.,%; k – константа швидкості реакції; n – порядок реакції. При гідруванні індивідуальних сірчистих з'єднань n=1, при гидрогенолизе нафтових фракції звичайно 1 n 2 . d dV G/ де: dV елемент обсягу реактора, м; G / подача сировини в реактор, м3/ч. Підставивши вираження d в рівняння (32) одержимо рівняння для розрахунків реакційного обсягу при гідроочищенні нафтових фракцій. r G / dS k Sn dV де: r - швидкість гидрогенолиза сірчистих з'єднань; S – утримування сірки в продукті, масс. діл. ,%; k – константа швидкості реакції; n – порядок реакції; dV елемент обсягу реактора, м; G / подача сировини в реактор, м3/ч. За довідковим даними визначаємо кінетичні константи процесу: k 0 4,62 10 6 E 67040,00 кДж/моль n=2. Другий порядок реакції пояснюється неоднаковою реакційною здатністю сірчистих з'єднань, що втримуються в нафтових фракціях. Дані необхідні для розрахунків швидкості r і зворотної швидкості при різних глибинах обессеривания, зводять у таблицю 16. Таблиця 16 Показники t, °З Т, ДО S2 e E RT k ko (e E RT м r, 3 м ч 0,75 422,2 695,2 0,56 109,9*103 522,9*103 517,9*103 512,8*103 507,7*103 423,6*103 372,9*103 328,2*103 284,3*103 2,36 2,68 3,05 3,52 ) r k S2 1 утримування сірки, масс. діл.,% 0,9 0,85 0,8 420 420,6 421,5 693 693,6 694,5 0,81 0,72 0,64 116,3*103 112,1*103 111*103 3 k k o (e E RT ) 0,7 423 696 0,49 107,7*10 3 497,5*10 3 243,8*10 3 4,10 1 r де: k константа швидкості реакції; e підстава натурального логарифма; E енергія активації, кДж/моль; R універсальна газова постійна, кДж/моль* ДО; T температура, К. При температурі 623 ДО: k 4,62 106 113,2 106 522,98 103 Швидкість реакції визначають по формулі: r k S2 r швидкість реакції; k константа швидкості реакції; S – утримування сірки в продукті, масс. діл. ,%; r 522,9 10 3 0,81 423,62 10 3 1 1 2,36 r 423,62 1 За отриман даними будува графік у координат r - S залежніст зворотн швидкіст реакці від залишков утримуванн сірк у бензине, що гидроочищаемом (рисунок 2 Малюнок 2 Графічним інтегруванням знаходять площу під отриманою кривою в межах утримування сірки від 2 масс.діл.,% до 0,2 масс.діл.,% . Ця площа чисельно дорівнює інтегралу: S 2 dS r S 0, 2 де:S – утримування сірки в продукті, масс. діл. ,%; r швидкість реакції. Визначаємо чисельне значення інтеграла по одному із двох способів представлених у додатку Ж. S 0,9 S 0,9 dS 1 dS 0,2474 r r S 0, 2 S 0, 7 Обсяг каталізатора й геометричні розміри реактора. Необхідний обсяг каталізатора в реакторі обчислюють по формулі: S 2 VK G / dS r S 0, 2 де: VK обсяг каталізатора в реакторі, м3; S – утримування сірки в продукті, масс. діл. ,%; r швидкість реакції. / Значення G знаходять зі співвідношення: G/ G де: щільність сировини, кг/м3 ( з вихідних даних); G кількість палива вступник на очищення, кг/год ( з мат балансу реак- тора); G/ 109,26 144,91 0,754 м3/год VK 144,9 0,2474 35,85 м3 Об'ємну швидкість подачі сировини, тобто відношення обсягу рідкої сировини, що подавати на обсяг каталізатора в годину визначаємо по формулі: w G/ VK w об'ємна швидкість подачі сировини, год-1; VK обсяг каталізатора в реакторах, м3. w 144,91 4,04ч 1 35,85 За знайденим значенням VK обчислюють геометричні розміри реактора гідроочищення. Ухвалюють циліндричну форму реактора й співвідношення висоти до діаметра рівним 2:1 або Н=2D. Тоді: V p D 2 H D 2 2D 2 D 3 Ухвалюємо до установки 2 послідовно встановлених реактора. Обсяг каталізатора на один реактор рівний: VK 1 VK n де: VK обсяг каталізатора в реакторах, м3; VK 1 обсяг каталізатора в одному реакторі, м3; n число реакторів, шт. VK 1 35,85 17,92 2 м3 Діаметр реактора рівний: 1 V 3 D K1 2 де: D діаметр реактора, м; VK 1 обсяг каталізатора в одному реакторі, м3. 1 17,92 3 D 1,42 2 3,14 м Висота верстви каталізатора становить: Н=2D де: D діаметр реактора, м; Н – висота верстви каталізатора, м. Н 2 1,6 3,2 м Прийнятність прийнятої форми реактора додатково перевіряється гідравлічним розрахунками реактора. Гідравлічний розрахунки реактора. Втрати напору не повинні перевищувати 0,2 – 0,3 Мпа. Розрахунки втрати напору у верстві каталізатора. Втрати напору у верстві каталізатора обчислюють по формулі: P 150 1 0,1 u 1,75 1 u 2 H 3 d2 3 d g 2 де: P втрата напору на верстві каталізатора,кг/м2; Н – висота верстви каталізатора, м; порозность верстви каталізатора; динамічна в'язкість, Па*з; u лінійна швидкість руху потоку, що фільтрується через верству ката- лізатора, м/с; d – середній діаметр часток, м; щільність газу, кг/м3; g прискорення чинності ваги, кг/з2; Пористість верстви обчислюють по формулі: 1 H / K де: порозность верстви; H насипна щільність каталізатора, кг/м3; K гадана щільність каталізатора, кг/м3. H 865 кг/м3; K 1210 кг/м3 1 865 / 1210 0,29 Лінійна швидкість потоку рівна: u 4 V D2 де: u лінійна швидкість потоку,м/с; D діаметр реактора, м; V- обсяг реакційної суміші, що включає обсяг сировини Vс, і обсяг циркулюючого водородсодержащего газу VЦ, м3/ч. Визначаємо обсяг реакційної суміші. V Vc VЦ де: V –обсяг реакційної суміші, м3/год; Vс –обсяг сировини, м3/год; VЦ – обсяг циркулюючого водородсодержащего газу, м3/год; Обсяг сировини розраховують по формулі: GC 22,4 z c (t cp 273) Vc M C P 273 де:Vс –обсяг сировини,м3/год; GC видаток сировини в реактор, кг/год; tcp середня температура в реакторі, °С. zC коефіцієнт стискальності. Коефіцієнт стискальності визначаємо по додаткові Ж. При Тпр=0,845 і Рпр=0,98 коефіцієнт стискальності рівний 0,25. Величина tcp може бути знайдена як середня арифметична між температурою введення сировини to =350°С и температурою на виході з реактора, рівної 386,65 °С. t cp 420 773 421,3 594 °З Vc 109,6 22,4 0,1 1 (421 273) 61,54 202,3 50 273 м3/год Обсяг циркулюючого воденьвмісного газу розраховують по формулі: VЦ GЦ 22,4 z Ц (t cp 273) M Ц P 273 де: VЦ – обсяг циркулюючого воденьвмісного газу, м3/год; GЦ видаток циркулюючого воденьвмісного газу в реактор, кг/год; zЦ коефіцієнт стискальності (коефіцієнт стискальності рівний 1) tcp середня температура в реакторі, °С. VЦ 358,8 22,4 0,1 1 (421 273) 6,69 6,1 50 273 м3/год V 61,54 6,69 61,54 м3/год u 4 66,74 0,003 3,14 2,84 2 3600 м/з Динамічну в'язкість суміші визначають по її середній молекулярній масі, рівній: M cp Gc GЦ GC GЦ MC М Ц де: GЦ видаток циркулюючого воденьвмісного газу в реактор, кг/год; GC видаток сировини в реактор, кг/год; Мс – молекулярна маса сировини; МЦ – молекулярна маса ЦВВГ. M cp 109,26 358,8 7,88 109,26 358,8 202,3 6,1 По рівнянню Фроста знаходять динамічну в'язкість суміші: 420 * (6,6 2,25Lg 7.88) 10 8 0.00001925 кг*с/м2 Середній діаметр часток каталізатора d=4*10-3м ( з паспорта каталізатора). Щільність реакційної суміші в умовах процесу рівна: GC GЦ Vc VЦ 109.26 358 7.01 61.54 5.2 кг/м3 У такий спосіб: P 150 1 0,29 0.1 7.01 0.003 1,75 1 0.29 568.38 0.003 2 92.07 кг/(м2*м) H 0,29 3 (4 10 3 ) 2 0,29 3 4 10 3 0.81 2 P H 2252,2 1.42 675 958.5 кг/м2 Таким чином, втрата напору каталізатора не перевищує гранично припустимих значень 0,2-0,3 Мпа. Тому ухвалюємо до установки реактор циліндричної форми з висотою реакційної зони 3,9 м і діаметром реакційної зони 2,2 м. 2.4 Вибір устаткування за Дст, каталогам і нормалям У ході проектування був зроблений розрахунки наступного основного встаткування, у результаті одержали апарати з наступними характеристиками: Теплообмінник Т-2: За ДСТ 14246 – 79 теплообмінник кожухотрубный із плаваючою голівкою з наступними характеристиками: Поверхня теплообміну F = 200 м 2; Діаметр корпуса D = 600 мм; Діаметр труб d = 20 х 2 мм; Довжина труб L = 6000 мм; Число ходів по трубах Z = 2 х 2; Число труб n= 370 Площа прохідного перетину по трубах fтр= 34∙10-3м 2; Площа прохідних перетинів по межтрубному пр-ву fмтр= 42∙10-3 м2. 3. Автоматизація Схема автоматизації установки каталітичного риформінгу являє собою автоматизовану систему управління виробництвом (АСУТП), побудовану на основі розподіленої системи управління (РСУ) 1/А компанії ФОКСБОРО. До складу АСУТП входять первинні перетворювачі і датчики, щити керування компресорами (3 шт.) і печами (2 шт.), щит аналізаторів, РСУ, щит аварійних відключень та виконавчі механізми - регулюючі клапани, соленоїдні клапани, частотно-керовані приводи та місцеві регулятори. Структурна схема АСУТП подана на малюнку 1. 3.1. Склад і функції розподіленої системи керування (РСУ) РСУ містить у собі щит процесорів, одну інженерну і три операторні робочі станції, оснащені алфавітно-цифровою клавіатурою, модульною клавіатурою і мишею, чотирма принтерами, щитом № 4 дистанційних входіввиходів (вся ця апаратура розташовується в операторній), 3-х польових щитів дистанційних входів-виходів і волоконно-оптичної лінії і зв'язку з резервним факсимільним кабелем. Крім цього через волоконно-оптичну лінію зв'язку до РСУ залучені місцеві щити керування компресорами і печами з програмованими логічними контролерами. За допомогою програмного забезпечення РСУ збирає і опрацьовує інформацію та архівує її. Після опрацювання інформаційна система видає керуючі сигнали на виконавчі механізми, формує і видає попереджувальні сигнали при порушеннях технологічних параметрів. Ці сигнали відображаються на моніторах робочих станцій і архівуються. При відхиленні технологічних параметрів за граничнодопустимі значення подається сигнал на щит аварійних відключень про аварійну зупинку установки. Квитирування аварійних повідомлень робиться за допомогою курсору і миші. Знімання звукового сигналу проводиться за допомогою спеціальної клавіші на модульній клавіатурі. На основі заархівованих даних система створює графіки контрольованих па- раметрів, які можна переглянути на екранах, а також роздрукувати на принтері. Спілкування оператора із системою відбувається через людиномашинний інтерфейс за допомогою екранів робочих станцій, миші, алфавітно-цифрової і модульної клавіатур. За допомогою цієї апаратури оператор може переглянути всі екрани з мнемосхемами в будь-якій послідовності, контролювати та керувати перемінними процесами, сприймати сигналізацію про порушення процесу і здійснювати дії для їх усунення, проводити контроль за працездатністю устаткування системи, відображати архівні дані процесу. 3.2. Вимір і регулювання тиску Для місцевого контролю тиску використовуються пружинні манометри, установлені безпосередньо на трубопроводах, ємностях та іншому обладнанні. Контур автоматичного регулювання тиску містить у собі датчик тиску типу Rosemount 1151P, що перетворює тиск в електричний сигнал 4-20 мА. Цей сигнал через вхідний модуль надходить у розподільну систему управління, на вхід програмного блоку регулятора РID. Поточне значення тиску відображається на екрані монітора. З виходу цього блоку сигнал 4-20 мA через вихідний модуль польової шафи надходить на електропневмоперетворювач типу Rosemount 3311, де перетворюється в пневматичний сигнал, який керує регулюючим клапаном із мембранним виконавчим механізмом. 3.3. Вимір і регулювання витрати На допоміжних продуктопроводах використовуються місцеві витратомірники, що працюють за принципом виміру перепаду тиску на діафрагмі. Контур регулювання витрати містить у собі діафрагму, перетворювач різниці тиску типу Rosemount 1151DР, що перетворює перепад тисків у токовий сигнал 4-20 мA. Подальше відпрацьовування керуючого сигналу та індикації поточних значень відбувається аналогічно контуру регулювання тиску. При контролі і регулюванні параметрів витрати, де передбачається попереджувальна і аварійна сигналізація, установлюються паралельно два перетворювача різниці тисків та додатково проміжні перетворювачі для видачі дискретного сигналу через вхідний дискретний модуль у розподільну систему керування. При появі цих сигналів спрацьовує попереджувальна сигналізація, а при відхиленні параметра до аварійного, система опрацьовує цей сигнал і подає сигнал у систему аварійних відключень. 3.4. Вимір і регулювання рівня Для місцевого контролю за рівнем у ємностях використовуються місцеві покажчики рівня – скляні мірники рівня. Дистанційний вимір та регулювання рівня проводиться за допомогою поплавкових мірників рівня типу ХЕ63-103АEZG та за допомогою перепадомірників Rosemount 1151DР електричний сигнал 4-20 мA від датчиків рівня через вхідний модуль подається в систему керування. Подальше відпрацьовування керуючого сигналу та індикація поточних значень відбувається аналогічно контуру регулювання тиску. 3.5. Вимір і регулювання температури Місцевий контроль за температурою проводиться за допомогою термометрів, що показують, біметалічних, типу 50ЕL60Е-120XCS, установлених на трубопроводах і апаратах у місцях контролю температури. Дистанційний контроль і регулювання температури проводиться за допомогою термопари типу Е або К, сигнал із якої через вхідний модуль FВМО2 подається в систему керування. Подальше відпрацьовування керуючого сигналу та індикація поточних значень відбувається аналогічно контуру регулювання тиску. 3.6. Контур каскадного регулювання У схемі автоматизації установки є декілька контурів каскадного регулювання - регулювання одного параметра проводиться за допомогою корекції уставки регулятора іншого параметра. Регулювання температури продукту на виході з печей із корекцією по тиску газу перед пальниками печей. Сигнал від термопари, встановленої на трубопроводі виходу продукту з печі через вхідний модуль надходить на вхід програмного РID регулятора в системі керування. Вихідний сигнал із цього регулятора подається на вхід уставки РID регулятора, у системі керування. Вихідний сигнал із цього регулятора подається на вхід уставки РID регулятора, що знаходиться в блоці керування пальниками печей, на другий вхід якого подається сигнал із датчика тиску. Після опрацювання цих сигналів регулюючий вихідний сигнал цього регулятора подається на регулюючий клапан на лінії подачі паливного газу. Регулювання подачі парового конденсату на вхід парогенератора з корекцією по тиску пару і рівню в розділювальному барабані пару, здійснюється в такий спосіб. Сигнал від регулятора рівня в розділювальному барабані надходить на вхід уставки регулятора витрати парового конденсату. Керуючий сигнал з виходу регулятора через сумуючий блок на другий вхід якого подається сигнал від регулятора витрати парового конденсату по тиску пару в розділювальному барабані пару, що подається на регулюючий клапан на байпасній лінії подачі парового конденсату. Сигнал від регулятора тиску в розділювальному барабані надходить на вхід двох регуляторів витрати парового конденсату, один з яких управляє клапаном на лінії подачі парового конденсату на вході парогенератора, а інший - клапаном на байпасній лінії подачі парового конденсату. Регулювання витрати бензину на зрошення стабілізаційної колони з корекцією по температурі верха колони здійснюється таким чином. Сигнал від блоку РI регулятора температури надходить на вхід блока РI регулятора витрати на зрошення де утворюється вихідний сигнал на керування регулюючим клапаном на лінії зрошення колони. Аналогічно працює контур регулювання витрати з корекцією за рівнем. 3.7. Система управління роботою компресорів Система управління роботою компресорів складається з: модулів впровадження аналогових сигналів; модулів впровадження дискретних сигналів; модулів формування дискретних вихідних сигналів; програмованих логічних контролерів (РIС); модулів підключення до інформаційної мережі (мережний інтерфейс); пульта оператора; джерела живлення. Сигнали від датчиків через вхідні модулі аналогових і дискретних сигналів надходять на програмовані контролери РLС, де відповідно до закладеного в них програмою опрацьовуються і формуються керуючі команди на модуль формування дискретних вихідних сигналів, що за допомогою різноманітних пристроїв (реле, соленоїд) управляє роботою компресора. Для зв'язку «людина-машина» служить пульт оператора з рідиннокристалічним дисплеєм. Системи керування компресорами включаються в розподілену систему керування через мережний інтерфейс СМ, що дозволяє вести контроль за роботою компресорів з операторної. 3.8. Сигналізація і блокування Для безпечної експлуатації установки передбачені попереджувальна та аварійна сигналізації і логічні блокування: по відхиленню технологічних параметрів; по несправності системи ущільнення насосів; по вибухонебезпечній концентрації пальних газів; по загазованості сірководнем; по виникненню пожежі; по загасанню полум'я на пальниках печей. Сигналізації підрозділяються на приборно-дискретні (межі сигналізації задаються на місцевих приладах і перетворювачах, із яких сигнали надходять у систему керування) і на аналогові (програмно створені блоки сигналізації, в який задаються межі сигналізації). Всі спрацьовування сигналізації відображаються на екранах моніторів миготливим кольоровим написом про розшифровування сигналізації і видається звуковий сигнал. При цьому жовтий колір напису відповідає попереджувальної, а червоний - аварійної сигналізації. При спрацьовуванні аварійної сигналізації включається також логічне блокування. Всі сигнали логічних блокувань на відключення обладнання проходять через щит аварійних відключень ЕSD. Всі сигналізації через робочі екрани 4-го рівня прив'язані до модульної клавіатури. Тому при спрацьовуванні сигналізації включається світлова індикація на клавіші модульної клавіатури, що відповідає екрану з багатосхемної, на якому знаходиться даний параметр, що контролюється. При натисканні цієї клавіші на моніторі відкривається робочий екран, до якого відноситься дана сигналізація. Крім технологічної сигналізації система керування передбачає ще і системну сигналізацію про відмову, або порушення в роботі модулів і пристроїв системи. 4. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА 4.1 Вступ Під впливом науково-технічного прогресу в самих різних областях людської діяльності відбуваються радикальні перетворення. На передових підприємствах упроваджуються гнучкі автоматизовані роботизовані процеси, використовуються нові матеріали, розширяється застосування комп'ютерної техніки. Достатньо вимальовуються перспективи широкого упровадження технологій майбутнього: тривимірних інтегральних систем ЕОМ п'ятого покоління, оптичних комп'ютерів. Структурні перетворення у виробництві пов'язані з широким освоєнням матеріало-, енерго- і трудосберегающих методів. Сучасне виробництво відрізняють висока гнучкість і маневреність, підвищення випуску продукції, постійне оновлення номенклатури. У технічних передових виробництвах використовується організаційні форми, що зв'язують різні ланки науково-виробничо-збутового комплексу, забезпечують місцеві контакти з постачальниками і споживачами. Сучасні управлінські механізми орієнтовані на робочу силу високої якості, здатність освоювати передову технологію, вирішувати складні науково-технічні задачі. Результати обстеження підприємств передових зарубіжних країн показали, що у зв'язку з модернізацією виробництва і упровадженням передових технологій підприємцями як першочергові показують наступні задачі: забезпеченість висококваліфікованою робочою силою; здібність до гнучкої взаємодії; наявність організаційних структур; забезпечення зусиль співробітників в досягненні цілей; взаємодія адміністрації і профспілок. Таким чином, вирішальним чинником технічного прогресу є прискорене упровадження у виробництво нових технічних рішень. У цьому напрямі розв'язуються і питання даного дипломного проектування. У нафтопереробній промисловості постійно підвищується ефективність використовування нафти і газу шляхом ширшого упровадження вторинних процесів, вдосконалення технологій і устаткування. Підвищення якості продукції, що випускається, і зростання технічного рівня дають народному господарству великий економічний ефект. Одним з процесів, дозволяючим поліпшити якість дизельного палива за рахунок гідрування сірчистих, азотних і кисневмісних сполук, є гідроочищення – широко поширений процес в нафтопереробці. 4.2.Сировинна база і об'єм виробництва Початковими даними для розрахунку собівартості продукції є матеріальний баланс виробництва (табл.4.1 і 4.2), розрахований в технологічній частині роботи, норми витрат енергоресурсів, питомих капіталовкладень на одиницю продукції, чисельність обслуговуючого персоналу. Річна витрата сировини і об'єм попутної продукції прийняті в таблиці 4.2. Нижче представлені матеріальні баланси базового і проектного варіантів каталітичного риформінгу. Таблиця 4.1. Матеріальний баланс базового варіанту каталітичного риформінгу. Потоки Узято : Дизельне паливо ВВГ Разом Отримано: Дизельне паливо очищене Н2S Кількість % мас. Кількість кг/год Кількість т/рік 100,0 1,14 101,14 306373 3492 309865 3500000 28500 3528500 94,3 288909 2357498 1,75 5362 43755 Потоки Сухий газ Бензин Разом Кількість % мас. 2,12 2,97 101,14 Кількість кг/год 6495 9099 309865 Кількість т/рік 52999 74248 3528500 За проектним завданням об'єм сировини, що переробляється, повинен складати 2500000 т/рік. Таблиця 4.2 Матеріальний баланс проектного варіанту Потоки Узято : Дизельне паливо ВВГ Разом Отримано: Дизельне паливо очищене Н2S Сухий газ Бензин Разом Кількість % мас. Кількість кг/год Кількість т/рік 100,0 1,14 101,14 306373 3492 309865 3500000 28500 3528500 96,7 296262 3417500 1,58 1,37 1,49 101,14 4840 4198 4565 309865 39500 34250 37250 3528500 Розрахунок вартості сировини, попутної продукції і матеріалів. Витрати сировини і матеріалів визначаються по формулі: С = Ц* Н де: Ц – вартість 1т сировини попутної продукції матеріалів (ціни узяті за даними кременчуцького підприємства. Н – кількість сировини, попутної продукції і матеріалів на весь випуск основного продукту. т/год. Для базового варіанту: Н (сировини) = 3500000/3357498 = 1,060 т/т Н (ВВГ) = 28500/52999 = 0,54 т/т Н (кат-ра) = 0,008610*10– 3 т/т Для проектного варіанту: Н (сировини) = 3500000/2417500 = 1,034 т/т Н (ВВГ) = 28500/34250 = 0,45 т/т Н (кат-ра) = 0,008610*10– 3 т/т Для базового варіанту: С(сировини) =12720*2500000 = 31800,0 млн.грн С(ВВГ) = 432*28500 =12,312 млн.грн С(H2S) = 1000*43755 = 43,755 млн.грн С(сух.газу) = 2000*52999 = 105,998 млн.грн С(бензину) = 10000*74248 = 742,480 млн.грн С(кат-ра) = 0,008610*10– 3 *25000*2500000 = 0,5375 млн.грн Для проектного варіанту: С(сировини) = 12400*3500000 = 31000 млн.грн С(ВВГ) = 360*28500 = 10,26 млн.грн С(H2S) = 1000*39500 = 39,5 млн.грн С(сух.газу) = 2000*34250 = 68,5 млн.грн С(бензину) = 10000*37250 = 372,5 млн.грн С(кат-ра) = 0,008610*10– 3 *30000*2500000 = 0,6458 млн.грн Дані розрахунку зводимо в таблицю 8.3. Таблиця 4.3. Розрахунок вартості сировини попутної продукції і матеріалів. Базовий варіант Найменування Сировина і матеріали: 1.Дизельне паливо 2.ВВГ 3.Каталізатор базовий проектний Σ Продукти: 1.Сухий газ 2.Сірководень 3.Бензин Σ Ціна за 1т, грн. Проектний варіант Витрати на виробництво Основного основного основного основного продукту продукту в продукту продукту в грн/т рік,млн.грн грн/т рік, млн.грн 12000 12720 31800,0 12400 31000 800 432 12,312 360 10,26 25000 30000 67800 0,21525 0,5375 13152,22 31812,85 0,2585 12760,26 0,6458 31010,9 2000 1000 10000 13000 58,2 14,22 514,07 586,49 105,998 43,755 742,480 892,233 50,05 17,48 401,38 468,91 68,5 39,5 372,5 480,5 Розрахунок паливно-енергетичних витрат Таблиця 4.4.Паливно-енергетическі витрати. Вартість базовий Норма Потреба в Найменування витрат На 1т осенергона 1т осн. Ціна, новн. затратах прод-та продукта, на рік, грн. грн/т млн.грн 1.Пар, Гкал 0,06 650 39 97,5 2.Электр.,кВт.год 25 3,74 93,5 233,82 3 3.Сжате повітря, м 4 1,5 6 15 4.Вода оборотна 4,4 3,00 13,04 32,6 . 5.Газ заводський 16 11,4 182,4 456 Разом 333,94 834,92 проектний Потреба в На 1т енергоосновн. затратах пр-та, на рік, грн/т млн.грн 39 97,5 93,5 233,82 6 15 13,04 32,6 182,4 456 333,94 834,92 4.3.Організація праці і заробітної платні працюючих Вибір режиму роботи відділення, цехи у виробництвах нафтопродуктів і проміжних продуктів здійснюється: - залежно від характеру їх технології і режиму роботи установок; - залежно від ступеня шкідливості умов праці у виробництвах нафтопереробників. Відповідно до цього використовується 6--7 годинний робочий день і відповідно 36 годинна і 40 годинний тиждень. Це, у свою чергу, визначає тривалість зміни, яка складає 6 годин. Робітники працюють по 5-ти бригадному графіку. Час почала і закінчення зміни відповідно до прийнятого режиму дана КНПЗ для цехів з безперервним режимом 6-ти годинного робочого дня. Визначаємо зарплату основних робочих виходячи з того, що установку забезпечує 35 чоловік. Премія підприємства прийняті годинні тарифні ставки на рівні тарифів, що діють на підприємстві. Середній вихід в місяць складає: 6*24,5 = 147години У році відпрацьованого годинника складає: 147* (12–α) = 147* (12–1) = 1617 години де, α = 1 міс. – втрати робочого часу по хворобі, виконанні державних обов'язків Таблиця 4.6 . - Розрахунок фонду заробітної плати Найменування професії Основні робочі Кілсть робочих, чол. 20 Розряд Часова тарифна ставка Річний фонд часу По тарифу 6 17,0 0 1617 549780 Приробіток відрядників 10-15% 54978,0 Премія 20%, грн Доплата за роботу в нічний час 6,65%, грн Доплата за роботу в святкові дні, 4,5%, грн 109956 36560,37 24740,1 Разом основний фонд зарплати , грн 776014,4 7 Допоміжні робочі Начальник цеху Зам. нач. цеху Начальник зміни Майстер зміни Разом 10 5 11 88 11 66 56 44 88 77 67 -- 14,0 0 337, 5 337, 5 229, 5 229, 5 -- 1617 1617 1617 1617 1617 - 226380 22638,0 45276 15054,27 10187,1 60637,5 6063,75 12127,5 4032,394 2728,6875 60637,5 6063,75 12127,5 4032,394 2728,6875 286209 28620,9 57241,8 190332,9 12879,405 286209 28620,9 57241,8 190332,9 12879,405 1469853 146985, 3 293970,6 319535,3 7 85589,83 85589,83 575284 575284 440345,228 Фонд заробітної плати основних робітників становить: Фо = 2,417 млн. грн. Розрахунок відрахувань на соціальне страхування Приймається рівним 37,95 % від фонду заробітної плати: Фо.с = Фо (37,5/100) = 2,417*37,96/100 = 0,917 млн. грн. 66143,385 2417297 Таблиця 4.7 Графiк виходiв бригад на роботу Числа місяца Бри - Сме 1 га- -ни 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 ди 1 х х х х х 2 х х х х А 3 4 Б В Г Д 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 х х х х х 1 1 1 2 х - 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 х х х х х - 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 х х х х х х х х х - Число вы2 3 сме 25 26 27 28 29 ход4 0 н ных х х х х х - 25 5 23 7 24 6 х х х 24 6 х х х х 24 6 - х х х х х х х х х - - х х х х х - х х х х х х х х х х - х х - х х х х х х - х х х х х х х х х х х - х - х х х х х - х х х х х х х х х х - х х х х х х х х х х х - х х х х - 4 ВідпочиД Г В Б Б А Д Г В В нок Б А Д х х х х х Г Г В Б А Д Д - Г В Б А А Д Г В Б Б 4.4. Витрати на виробництво. Калькуляція продукції Амортизаційні відрахування при середньоцеховій нормі амортизації рівною 15% від вартості установки (Суст.= 9млн.грн.) складають: А = 9·15/100 = 1,35 млн.грн За даними підприємства вартість установки складає 9,8млн.грн. Таблиця 4.8. Вартісна оцінка основних засобів установки каталітичного риформінгу № п/п 1 2 Найменування інвентарного об'єкту Будівля компресорної Будівля операторної Основне і допоміжне тех3 нологічне устаткування 4 Трубопровід Контрольно-вимірювальні 5 прилади Разом: Первинна вартість 235435,39 212679,35 85747,24 76373,20 Залишкова вартість 179688,15 146306,15 8936786,91 5621392,85 3515394,0 43633,54 4141,30 39492,24 85614,53 48723,94 36890,59 8954149,72 583678,53 3917771,14 Сума зносу Розрахунок витрат на поточний ремонт Зрем. = 9*12/100 = 1,08 млн.грн що відповідає даним підприємства. Розрахунок цехових загальнозаводських позавиробничих витрат Приймаються рівними 1%, 2%, 0,5% відповідно від всіх попередніх статей витрат. Для базового варіанту Зцех = 0,01[(15,014-1,062)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,35 млн.грн. Ззаг.зав = 0,02[(15,014-1,062)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,7 млн.грн Зпоз = 0,005[(15,014-1,062)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,17 млн.грн Для проектного варіанту Зцех = 0,01[(14,51-0,678)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,35 млн.грн Ззаг.зав = 0,02[(14,51-0,678)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,698 млн.грн Зпоз =0,005[(14,51-0,678)+18,504+0,108+0,041+1,35+1,08] = 0,175млн.грн Розрахунок собівартості продукції Отримані витрати зводимо в калькуляцію для визначення повної собівартості основного продукту (таблиці 8.9,10). При калькуляції собівартості використані діючі ціни і тарифи, і основні положення затверджені міністерством економіки. У таблиці 8 представлений розрахунок собівартості дизельного палива по базовому варіанту. У проектному варіанті з метою підвищення ефективності виробництва пропонується використовувати алюмокобальт-молібденовий каталізатор. У проектному варіанті, у зв'язку із заміною каталізатора, поліпшується асортимент і якість продукції, що обусловлює підвищення її собівартості. Таблиця 4.9. Калькуляція собівартості основного продукту (по базовому варіанту) Найменування статті витрат 1.Сировина і матеріали: Дизельне паливо ВВГ Каталізатор Σ 2.Попутна продукція: Н2S Сухий газ Бензин Σ 3.Сировина і матеріали за вирахуванням попутної пр-ціі 4.Паливно-енерг. витрати Витрати по пр-ву од Витрати на пр-во осн. осн. продукту, грн/т пр-та в рік, млн.грн. 12720 432 0,21525 13152,22 31800 12,312 0,004305 31812,316 14,22 58,2 514,07 586,49 0,308 0,592 3,60 4,5 12565,73 31807,82 333,94 834,92 5.Зарплата вироб. робітників 6.Нарахування на зарплату 7.Амортизація 8.Поточний ремонт 9.Цехові витрати Цехова собівартість 10. Загальнозаводські витрати Загальна виробнича собівартість 11. Позавиробничі витрати Повна собівартість 1,209 2,417 0,459 0,917 9,0 1,1 17,5 12928,94 35 1,35 1,08 0,35 32648,854 0,7 12963,94 32649,554 8,5 12972,44 0,17 32649,724 Таблиця 4.10. Калькуляція собівартості основного продукту (по проектному варіанту). Найменування статті витрат 1.Сировина і матеріали: Дизельне паливо ВВГ Каталізатор Σ 2.Попутна продукція: Н2S Сухий газ Бензин Σ 3.Сировина і матеріали за виключенням попутної пр-ції 4.Паливно-енерг. витрати 5.Зарплата вироб. робітників 6.Нарахування на зарплату 7.Амортизація 8.Поточний ремонт 9.Цехові витрати Цехова собівартість 10. Загальнозаводські витрати Загальна виробнича собівартість Витрати по виробн..один. осн. продукту, грн/т Витрати на прво осн. пр-та в рік, млн.грн. 12400 360 0,2585 12760,26 31000 10,26 0,00517 31010,27 17,48 50,05 401,38 468,91 0,375 0,43 1,345 2,15 12291,35 31008,12 333,94 1,209 0,459 9,0 1,1 19,56 12656,618 34,28 834,92 2,417 0,917 1,35 1,08 0,35 31849,154 0,698 12690,898 31849,852 11. Позавиробничі витрати Повна собівартість 9,3 12700,198 0,175 31850,027 4.5.Розрахунок податку на додану вартість і основних економічних показників Розрахунок відпускної ціни дизельного палива Ц = Сп + П + ПДВ Сп – повна собівартість 1т дизельного палива, грн. П – прибуток від реализації 1т дизельного палива, грн. ПДВ – податок на додану вартість, грн. Величина прибутку визначається на основі рівня рентабельності, що задається (25%) Базовий варіант Ціна 1т дизельного палива з урахуванням ПДВ Ц = (Сп + 0,25Сп)*(100+20)/100 = 1,25*12720*1,2 = 19080 грн Проектний варіант У зв'язку з поліпшенням якості дизельного палива ціна зростає в порівнянні з базовим варіантом. За даними підприємства ціна зростає до 20022,413 грн. Об'єм реалізації Базовий варіант Вр.п = Ц*Qп = 19080*2357498 = 44981,06 млн.грн. Qп – кількість дизельного палива, вироблюваного за рік, т/грн. Проектний варіант Вр.п 19080*2417500 = 46125,9 млн.грн. ПДВ по всій продукції Ндсп = Вр.п * α /100 / (1+α /100), де α – ставка податку на додану вартість. Базовий варіант Ндсп = 44981,06*20/100/(1+20/100) = 7496,84 млн.грн. Проектний варіант Ндсп = 46125,9*20/100/(1+20/100) = 7687,65 млн.грн. Об'єм реалізації без ПДВ Вр = Вр.п – Ндсп Базовий варіант Вр = 44981,06 – 7496,84 = 37484,22 млн.грн. Проектний варіант Вр = 46125,9 – 7496,84 = 38628,22 млн.грн. Балансовий прибуток від реалізації Пб = Вр – Зт Базовий варіант Пб = 37484,22 – 12720*2357498*10-6= 7496,85 млн.грн. Проектний варіант Пб = 38628,22 – 12400*2417500*10-6= 8651,22 млн. грн. Податок на прибуток Н = Пб * β/100 де β – ставка податку на прибуток Базовий варіант Н = 7496,85*19/100 = 1424,4 млн.грн. Проектний варіант Н = 8651,22*19/100 = 1643,73 млн.грн. Інші платежі з прибутку Пп = Пб *γ /100 де γ – інші платежі з прибутку (3%) Базовий варіант Пп = 7496,85*3/100 = 224,91 млн.грн. Проектний варіант Пп = 8651,22*3/100 = 259,54 млн.грн. Розрахунковий прибуток Пр = Пб – Н – Пп Базовий варіант Пр = 7496,85 – 1424,4 – 224,91 = 5847,54 млн.грн. Проектний варіант Пр = 8651,22 – 1643,73 – 259,54 = 6747,95 млн.грн. Коефіцієнт фондовіддачі Кф = Вр.п/Ф0ср де Ф0ср – середні основні фонди, млн.грн. Базовий варіант Кф = 44981,06/9 = 4997,896 млн.грн./млн.грн. Проектний варіант Кф = 46125,9/9 = 5125,1 млн.грн./млн.грн. Рентабельність виробництва Р = Пр/Сп Базовий варіант Р = (5847,54/32649,724)*100% = 18 % Проектний варіант Р = (6747,95/32649,724)*100% = 21 % Продуктивність праці одного робочого ПТ = Вр.п/Ч Базовий варіант ПТ = 44981,06/35 = 1285,173 млн.грн./чол. Проектний варіант ПТ = 46125,9/35 = 1317,883 млн.грн./чол. Продуктивність праці одного робочого Птн = Оп/Ч Базовий варіант Птн = 2357498/35 = 67357,086 т/чол. Проектний варіант Птн = 2417500/35 = 69071,429 т/чол. Розрахунок річного економічного ефекту Эф = Прпр – Прб Эф = 1520,654 – 868,342 = 652,312 млн. грн. Основні показники проектованого варіанту в порівнянні з базовим зведені в таблицю 8.11. Таблиця 4.11. Основні техніко-економічні показники виробництва Варіанти Одиниця виПоказники мірювання Базовий проектний 1. Вироблення продукції т 3357498 3417500 2. Реалізація продукції млн.грн 44981,06 46125,9 3. Число працюючих чол. 35 35 4. Продуктивність праці млн.грн./чол 1285,173 1317,883 5. Собівартість виробництва грн./т 12972,44 12700,198 6. Фондовіддача грн./грн.. 4997,896 5125,1 7. Прибуток млн. грн. 5847,54 6747,95 8. Рентабельність % 18 21 9. Річний економічний ефект млн.грн. 900,41 Приведені техніко-економічні показники свідчать про ефективність пропонованих в проекті заходів 5. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА 5.1. Основні питання з охорони праці Державна політика в галузі охорони праці базується на принципах: - пріоритету життя і здоров’я працівників, повної відповідальності роботодавця за створення належних, безпечних і здорових умов праці; - підвищення рівня промислової безпеки шляхом забезпечення суцільного технічного контролю за станом виробництв, технологій та продукції, а також сприяння підприємствам у створенні безпечних та нешкідливих умов праці; - комплексного розв’язання завдань охорони праці на основі загальнодержавних, галузевих, регіональних програм з цього питання та з урахуванням інших напрямів економічної і соціальної політики, досягнень в галузі науки і техніки та охорони довкілля; - соціального захисту працівників, повного відшкодування шкоди особам, які потерпіли від нещасних випадків на виробництві та професійних захворювань; - встановлення єдиних вимог з охорони праці для всіх підприємств та суб’єктів підприємницької діяльності залежно від форм власності та видів діяльності; - адаптації трудових процесів до можливостей працівника з урахуванням його здоров’я та психологічного стану; - використання економічних методів управління охороною праці, участі держави у фінансуванні заходів щодо охорони праці, залучення добровільних внесків та інших надходжень на цілі, отримання яких не суперечить законодавству; - інформування населення, проведення навчання, професійної підготовки та підвищення кваліфікації працівників з питань охорони праці; - забезпечення координації діяльності органів державної влади, установ, організацій, об’єднань громадян, що розв’язують проблеми охорони здоров’я, гігієни та безпеки праці, а також співробітництва і проведення консультацій між роботодавцями та їх представниками між усіма соціальними групами під час прийняття рішень з охорони праці на місцевому та державному рівнях; - використання світового досвіду організації роботи щодо поліпшення умов і підвищення безпеки праці на основі міжнародного співробітництва [1]. 5.2. Управління охороною праці на підприємстві Відповідно до ст. 13 закону України „Про охорону праці” [1] роботодавець зобов’язаний створити на робочому місці в кожному структурному підрозділі умови праці відповідно до нормативно-правових актів, а також забезпечити додержання вимог законодавства щодо прав працівників у галузі охорони праці. З цією метою роботодавець забезпечує функціонування системи управління охороною праці, а саме: - створює відповідні служби і призначає посадових осіб, які забезпечують вирішення конкретних питань охорони праці, затверджує інструкції про їх обов’язки, права та відповідальність за виконання покладених на них функцій, а також контролює їх додержання; - розробляє за участю сторін колективного договору і реалізує комплексні заходи для досягнення встановлених нормативів та підвищення існуючого рівня охорони праці; - забезпечує виконання необхідних профілактичних заходів відповідно до обставин, що змінюються; - впроваджує прогресивні технології, досягнення науки і техніки, засоби механізації та автоматизації виробництва, вимоги ергономіки, позитивний досвід з охорони праці тощо; - забезпечує належне утримання будівель і споруд, виробничого обладнання та устаткування, моніторинг за їх технічним станом; - забезпечує усунення причин, що призводять до нещасних випадків, професійних захворювань, та здійснення профілактичних заходів, визначених комісіями за підсумками розслідування цих причин; - організовує проведення аудиту охорони праці, лабораторних досліджень, умов праці, оцінку технічного стану виробничого обладнання та устаткування, атестацій робочих місць на відповідність нормативно-правовим актам з охорони праці в порядку і строки, що визначаються законодавством, та за їх підсумками вживає заходів до усунення небезпечних і шкідливих для здоров’я виробничих факторів; - розробляє і затверджує положення, інструкції, інші акти з охорони праці, що діють у межах підприємства (далі - акти підприємства), та встановлюють правила виконання робіт і поведінки працівників на території підприємства, у виробничих приміщеннях, на будівельних майданчиках, робочих місцях відповідно до нормативно - правових актів з охорони праці, забезпечує безоплатно працівників нормативно-правовими актами та актами підприємства з охорони праці; - здійснює контроль за додержанням працівником технологічних процесів, правил поводження з машинами, механізмами, устаткування та іншими засобами виробництва, використанням засобів колективного та індивідуального захисту, виконанням робіт відносно до вимог з охорони праці; - організовує пропаганду безпечних методів праці та співробітництво з працівниками у галузі охорони праці; - вживає термінових заходів для допомоги потерпілим, залучає за необхідності професійні аварійно-рятувальні формування у разі виникнення на підприємстві аварій та нещасних випадків. Роботодавець несе безпосередню відповідальність за порушення зазначених вимог. Схема управління охороною праці на НПЗ дана на рис. 1. Роботодавець Головний інженер Відділ охорони праці Головний технолог Головний конструктор Головний механік Відділ екології Рис. 1. Схема управління охороною праці Структурні підрозділи підприємства Служба охорони праці вирішує задачі [1]: - забезпечення безпеки виробничих процесів, устаткування, будівель і споруд; - забезпечення працюючих засобами індивідуального і колективного захисту; - професійної підготовки і підвищення кваліфікації працівників з питань охорони праці, пропаганди безпечних методів роботи; - вибору оптимальних режимів праці і відпочинку працюючих; - професійного відбору виконавців для певних видів робіт. Ліквідація служби охорони праці допускається тільки у разі ліквідації підприємства. Служба охорони праці залежно від чисельності працюючих може функціонувати як самостійний структурний підрозділ так і у вигляді групи фахівців або одного фахівця. Служба охорони праці комплектується фахівцями, що мають вищу освіту і стаж роботи за профілем виробництва не менше 3-х літ. Фахівці з середньою спеціальною освітою приймаються в службу охорони праці у виняткових випадках. Обмеження не стосуються: за виробничим стажем - осіб, що мають спеціальну освіту по охороні праці; по рівню освіти - осіб, які прийняті на посаду до затвердження даного Типового положення. Перевірка знань по охороні праці працівників служби охорони праці проводиться в установленому порядку до початку виконання ними своїх функціональних обов'язків і періодично, один раз в три роки. На підставі даного Типового положення з урахуванням специфіки виробництва розробляються і затверджуються власником Положення про службу охорони праці підприємств, установ і організацій. Положення про службу охорони праці міністерства, державного комітету, концерну, корпорації і іншого об'єднання підприємств, освічених за галузевим, може відмінити у письмовій формі тільки посадовець, якому підлегла служба охорони праці. Працівники служби охорони праці не можуть притягуватися до виконання функції, не передбачених Законом ” Про охорону праці". 5.3. Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників та джерела їх виникнення приведено у табл. 1 [2]. Таблиця 1. - Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників Шкідливі і небезпечні виробничі чинники Токсичні речовини (парафін, H2, СH4, Джерела їх виникнення Технологічне обладнання C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, H2S). Шум та вібрація Вентиляційна система, технологічне обладнання Електрична напруга (380В, 220В ) Щит управління, електроприводи Нервово-психічні перевантаження - монотонність праці Вибухо-пожеженебезпека: H2, СH4, C3H8 Повторення дій 5.4. Промислова санітарія Ділянка з технологічним обладнанням 5.4.1. Шкідливі речовини, які зустрічаються на виробництві риформінга. Шкідливі речовини, які зустрічаються на виробництві риформінга, представлені в табл. 2 [3,4,5]. Таблиця 2. - Характеристика шкідливих речовин, які зустрічаються на виробництві Речовина Токсичність ГДК, мг/м3 Клас небезпеки H2 Нервове подразнення 10 3 10 3 300 4 300 4 300 4 300 4 300 4 H2S CH4 C2H6 C3H8 C4H10 С5H12 Нервове подразнення, ураження дихальних шляхів Послаблення серцевої діяльності Впливає на центральну нервову систему Впливає на центральну нервову систему Зниження чуттєвості роговиці Впливає на центральну нервову систему 5.5. Метеорологічні умови Категорія робіт, що виконуються на ділянці риформінга, за енерговитратами - Iб. Значення оптимальних та допустимих параметрів метеорологічних умов представлені в табл. 3 [6,7]. Таблиця 5.3. - Значення оптимальних та допустимих параметрів метеорологічних умов Період ро- Категорія робіт по Відносна воло- Швидкість руху Температура, оС ку енерговитратах гість, % повітря, м/с допустимі Холодний Легка - Iб 20 - 24 Не більш 75 0,2 Теплий Легка - Iб 21 - 28 65 0,1 - 0,3 оптимальні Холодний Легка - Iб 21 - 23 40 - 60 0,1 Теплий Легка - Iб 22 - 24 40 - 60 0,2 5.6. Вентиляція Для забезпечення нормованих параметрів мікроклімату передбачено в основних виробничих приміщеннях систему вентиляції і опалювання. Вид вентиляції: - природна та штучна Механічна: - загально обмінна - припливно-витяжна - постійно діюча та аварійна Вид опалення за об'ємом обхвату приміщень - місцеве [8]. 5.7. Освітлення Освітлення в кімнаті оператора забезпечується природнім одностороннім боковим та штучним освітленням. До праці використовуються прибори вимірювань з найменшим об’єктом розрізнення від 0,5 до 1 мм. В кімнаті оператора необхідна середня точність зорової роботи. Розряд зорової роботи IV. Вимоги до освітлення виробничого приміщення згідно з СНиП 4-79 [9,5]. В залежності від розряду зорової роботи розраховуємо нормативне значення коефіцієнту природної освітленості (КПО). Харків розташовано в IV поясі світлового клімату. Розраховуємо КПО для міста Харкова за формулою: eнIV eнIII m c 1,5 0,9 1 1,35 [%] де енIV - коефіцієнт природної освітленості (КПО) для IV пояса світлового клімату; eнIII - коефіцієнт природної освітленості для III пояса світлового клімату [13]; m - коефіцієнт світлового клімату (0,9); c - коефіцієнт сонячного клімату (1 ÷ 0,75). Штучне освітлення - загальне рівномірне. Нормативне значення мінімальної освітленості Еmin для IV розряду зорових робіт дорівнює 150 лк. Використовуємо лампи типу ДРЛ 125, тип світильника РСП1 1ВЕх. Розраховуємо штучне освітлення за формулою: N=Emin·k·S·z/Фл·n·η=150·1,2·100·1,15/5900·2·0,63= 3 шт., де Emin– мінімальна нормована освітленість, лк; k - коефіцієнт запасу, 1,2; S - площа приміщення, 100 м2; z - коефіцієнт мінімальної освітленості, 1,15; n - число ламп в світильнику, 2; Η - коефіцієнт використання світлового потоку, 0,63. Фл – світловий поток однієї лампи, 5900 лм. Три світильника забезпечать в кімнаті оператора площею 100 м2 мінімальну нормовану освітленість. Вибрані значення вказаних параметрів заносимо в табл. 4 [9]. Таблиця 4. - Характеристика освітлення Освітлення Найменування приміщення Кімната оператора Площа підлоги, м2 100 Розряд природне штучне зорової роботи Вид освітлення КПО,% Нормована освітле(бокове, верхнє) енIV ність, Е, лк бокове 1,35 150 IV Проведемо розрахунок природного освітлення [9]. Визначимо площу світлових прорізів за формулою: S0 S П eН 0 K БУД K З 100 0 r1 де S0 - площа світлових прорізів (в світлі) при боковому освітленні, м2; SП - площа підлоги приміщення, м2; еН - нормоване значення КПО; КЗ - коефіцієнт запасу; КБУД - коефіцієнт, який враховує затінювання вікон протилежними будинками; n0 - світлова характеристика вікон; r1 - коефіцієнт, який враховує підвищення КПО при боковому освітленні завдяки світлу, яке відбивається від поверхонь приміщення та підстилаючого шару, прилеглого до будинку; t0 - загальний коефіцієнт світлопроникнення, який визначається за формулою: t0=t1·t2·t3·t4·t5 t1 - коефіцієнт світлопропускання матеріалу; t2 – коефіцієнт, який враховує втрати світла в рамах світло прорізу; t3 – коефіцієнт, який враховує втрати в несучих конструкціях (при боковому освітленні t3=1); t4 – коефіцієнт, який враховує втрати світла в сонцезахисних пристроях; t5 – коефіцієнт, який враховує втрати світла в захисній сітці, яка встановлюється під ліхтарями, який приймається рівним 0,9. t0=0,8·0,7·1·1·0,9=0,504 Загальна площа світлових дорівнює: S 0 100 1,35 18 1 1,6 18,4 м 2 100 0,504 4,2 5.8. Шум Джерела шуму: вентиляційна система, насоси, компресори. Допустимі рівні звукового тиску та звуку надані в таблиці 5 [10]. Таблиця 5. - Допустимі рівні звукового тиску та звуку Рівні звукового тиску в дБ в октавних смугах зі серед- Рівні звуку та Види трудової діяльності, нєгеометричними частотами, Гц еквівалентні приміщення, робочі місця рівні звуку 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 Крайні частоти в октавних смугах, Гц 22 45 90 180 360 720 1440 2880 5760 45 90 180 360 720 1440 2880 5760 11520 103 91 22-11520 Види трудової діяльності Робота, яка потребує зосередженості, в кабінетах спостереження і дистанційного управління, лабо- 83 77 73 70 68 66 64 раторіях із шумним обладнанням 5.9. Водопостачання і каналізація Джерело постачання води - відкрите і підземне. На заводі використовують виробничу діючу каналізацію[11]. 75 5.10. Техніка безпеки Вимоги по техніці безпеки слід розглядати з урахуванням технічних умов (ТУ) на технологічний процес [5, 7]. На ділянці риформінга весь обслуговуючий персонал працює в спецодягу та касках. Всі рухомі частини машин і механізмів, що перебувають під напругою, ізольовані. Забороняється експлуатація насосного та іншого обладнання без огородження рухомих частин чи несправності огородження. Пара (сировина) подається сировинним насосом по герметичному трубопроводу на змішання з водневмісним газом. Суміш газу й сировини нагрівається в міжтрубному просторі теплообмінників реакторного блоку і в печі до температури реакції 510 oС, далі надходить у послідовно працюючі реактори риформінга, де відбуваються реакції реформування. Реактори риформінга обладнані запобіжними клапанами і мембранами. Нагрівання та охолодження сировини, різноманітних сумішей, продуктів відбувається в міжтрубних просторах теплообмінників. Відокремлення газу від рідини проходить в сепараторах високого та низького тиску. Із сепараторів газ виводять з установки на загальнозаводську установку очищення від сірководню. Очищений газ надходить до компресора, яким повертається в систему циркуляції водню. З метою остаточної стабілізації гідрогенізат надходить у колону стабілізації. Бензин після стабілізаційної колони насосом подають на очищення від сірководню 8÷10 % розчином лугу. Сірководневмісний газ із парами води з верхньої частини колони, пройшовши повітряний холодильник-конденсатор і водяний холодильник з температурою не вище 40°С надходить на поділ у сепаратор. 5.11. Електробезпека Кімната оператора, а також інше устаткування по ступеню небезпеки ураження електричним струмом відноситься до класу із підвищеною небезпекою. Рід струму, який застосовується на підприємстві - перемінний. На- пруга в мережі 220 - 380 В з промисловою частотою 50 Гц, режим нейтралі живлячої мережі - трифазна чотирьох провідна мережа із заземленою нейтраллю[12]. Схемно-конструктивні заходи гарантують безпеку дотику людини до металевих не струмопровідних частин електричного обладнання при пробої ізоляції, виникненні електричного потенціалу на них через застосування захисного заземлення і занулення. 5.12. Пожежна безпека Пожежна безпека забезпечується системою запобігання пожежі, системою пожежного захисту [13] і організаційно-технічними заходами. Категорія приміщення по вибухо-пожеженебезпеці А [14]. Ступінь вогнестійкості будівлі I [15]. Клас вибухонебезпечної зони 0, відповідно до нього рівень вибухозахисту і ступінь захисту повинні бути підвищеної надійності проти вибуху. Мінімальний ступінь захисту оболонок електричних машин є ІР44. Із можливих елементів системи пожежного захисту обов’язковими є первинні засоби пожежогасіння [5]. Перелік обов'язкових засобів пожежогасіння надано в таблиці 6. Таблиця 6.- Перелік обов'язкових засобів пожежогасіння Приміщення Кімната оператора Площа, м2 100 Первинні засоби пожежогасіння (тип) Кількість, шт. Повітряно-пінні ВВП-5 1 Хімічно-пінні ВП-14 1 Категорія устрою блискавкозахисту, виходячи з масштабів можливих руйнувань або збитків, відноситься до І. Як захист від прямих ударів блискавки і її вторинних виявів (електростатична і електромагнітна індукції) використовують заземлення всього обладнання по контуру [17,18]. 5.13.Охорона навколишнього середовища Основними джерелами забруднення навколишнього середовища, а саме атмосфери, є димові гази печі, які виходять через димову трубу та стічні води. Ці гази містять H2S, CH4, H2, CO. Схема очищення полягає в термокаталітичному спалюванні паливних компонентів у котлі - утилізаторі. Джерелом стічних вод є води першої оборотної системи для охолодження нафтопродуктів. Допустимий вміст нафтопродуктів в оборотній воді першої системи, яка скидається з установки, складає 250 мг/л, другої системи - 2500 мг/л. Технологічні стоки з газовідокремлювача, стоки від змиву полів, лотків, площадки установки та охолодження сальників і підшипників насосів скидаються в систему промивної каналізації. Допустимий вміст нафтопродуктів у стоках 250 мг/л. Промивні стоки централізовано піддаються очистці на очисних спорудах заводу. Після очистки стоки використовуються для підживлення оборотних систем водопостачання [19]. Висновок У ході дипломного проекту була вивчена технологічна схема діючої установки ЛГ 35/11-300 з елементами автоматизації. Виконана технологічна схема проектованого блоку з елементами автоматизації. Вивчений хімізм процесу. Зроблений розрахунки теплообмінника й розрахунки реактора гідроочищення. Виконане креслення загального виду теплообмінника й реактора. Були розраховані техніко-економічні показники. Проведений розрахунки собівартості продукції, крапки беззбитковості. Розглянуті питання техніки безпеки на проведенні, можливі аварійні ситуації й дії при їхнім виникненні. Виконана схема розташування виробничого встаткування на установці. Список використаних джерел 1. Горячов В.П. Основи автоматизації проведення в нафтопереробній промисловості: підручник для середніх спеціальних навчальних закладів / В.П.Горячов- М.: Хімія, 1987. -128 с. 2. Гуревич І.Л. Загальні властивості й первинні методи переробки нафти й газу: підручник для студентів нафтових спеціальностей вищих навчальних закладів / під ред. канд. техн. наук А.Г. Сарданашвилли й д-рі техн. наук А.І. Скобло. - 3-е изд. - М.: Хімія, 1972. - 359 с. 3. Молоканів Ю.К. Процеси й апарати нефтегазопереработки: підручник для середніх спеціальних навчальних закладів / Ю.К. Молоканів – 2-е изд. - М.: Хімія, 1987. - 368 с. 4. Плановский А.Н. Процеси й апарати хімічної й нафтохімічної технології: підручник для вузів / А.Н. Плановский, П.І. Миколаїв. - 3-е изд., перераб. і доп. - М.: Хімія, 1987. - 496 с. 5. Суханов В.П. Переробка нафти: підручник для середніх професійнотехнічних навчальних закладів / В.П. Суханов. - М.: Вища школа, 1979. - 335 с. 6.Фарамазов С.А. Устаткування нафтопереробних заводів і його експлуатація: підручник для, що вчаться нафтових і хіміко-механічних технікумів / С.А. Фарамазов. - М.: Хімія, 1978. - 352 с. 7. Эрих В.Н. Хімія й технологія нафти й газу: підручник для технікумів / В.Н. Эрих, М.Г. Расина, М.Г Рудин. - Л.: Хімія, 1985. - 408 з 8. Основні процеси й апарати хімічної технології: навчальний посібник під ред. д-рі техн. наук Ю.І. Дытнерского. - 2-е изд. - М.: Хімія, 1991. - 496 с. 9. Павлов К.Ф. Приклади й завдання за курсом процесів і апаратів хімічної технології: навчальний посібник / К.Ф. Павлов, П.Г. Романков, А.А. Носків. 8-е изд. - Л.: Хімія, 1976. - 552 с. 10. Методика розрахунків реактора гідроочищення. 2010 г ЯПЭК. 11. Технологічний регламент установки ЛГ 35/11-300, «Славнефть- ЯНОС». 12. Дст: 12.1.Єдина система конструкторської документації ЕСКД. Основні положення. 12.2 Єдина система конструкторської документації ЕСКД. Загальні правила виконання креслень. 12.3 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.312-72.ЕСКД. Умовні позначки й позначення швів зварених з'єднань. 12.4 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.701-84.ЕСКД. Схеми, види й типи. Загальні вимоги до виконання. 12.5ДЕРЖСТАНДАРТ 2.780-96 ЕСКД. Елементи гідравлічних і пневматичних мереж. 12.6 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.781-96 ЕСКД. Апаратура розподільна й регулююча, гідравлічна й пневматична. 12.7 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.784-96 ЕСКД. Насоси й двигуни гідравлічні й пневматичні. 12.8 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.784-96 ЕСКД. Умовні позначки трубопроводів для рідин і газів. Елементи трубопроводів. 12.9 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.785-96 ЕСКД. Арматури трубопровідна. 12.10 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.789-74 ЕСКД. Колонне встаткування. 12.11 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.791-74 ЕСКД. Тарілки ректифікаційні. Насадки й фільтруючі елементи. 12.12 ДЕРЖСТАНДАРТ 2.793-79 ЕСКД. Елементи й устрою машин і апаратів хімічних проведень. 12.13 ДЕРЖСТАНДАРТ 21.404-85. Умовні позначки приладів і коштів автоматизації в схемах. 12.14 СТО ЯПЭК СМК 02-4.2.2-4-04-2014. Комплексна система навчальної документації. Загальні вимоги й правила виконання. Розміщене на Allbest.ur
