Проектирование установки гидроочистки гача применительно к предприятию ООО "Лукойл-ВНП"

Зная структуру нормируемых оборотных средств, определим нормативы запаса по остальным элементам оборотных средств. Далее рассчитаем ненормируемые оборотные средства, которые в среднем составляют 20 % от всех оборотных средств. Результаты расчета сведем в таблицу 10.12.

Таблица 10.12 - Оборотные средства проектируемого предприятия

Эффективность использования оборотных средств определяется коэффициентом оборачиваемости Коб и продолжительностью одного оборота ?об.

Коб=S/Д=340607,4/7789,42 = 44 оборотов

?об=360/44 = 8 дней

10.9 Определение экономической эффективности проектируемого производства

Для определения экономической эффективности проектируемого производства рассчитаем такие показатели, как выручка, чистая прибыль, рентабельность продукции и продаж, срок окупаемости проекта, норма безубыточности и запас финансовой прочности.

Себестоимость единицы продукции 2,14 тыс. руб./т. Цена единицы продукции с учетом плановой прибыли (30%) составляет 2,78 тыс. руб./т. (без НДС)

Выручка о реализации:

ВР = 2,78 · 195200 = 622240 тыс. руб.

Прибыль = 622240 - 340607,4 = 281632,6 тыс. руб.

Налог на прибыль начисляется в размере 24% (67591,8 тыс.руб.), таким образом, чистая прибыль от реализации проекта равна 214040,7 тыс.руб.

Таблица 10.13 - Образование и распределение прибыли предприятия

Далее рассчитаем рентабельность продукции и производства, а также фондоотдачу:

а) продукции: R = (ЧП/S) •100 = (214040,7/ 340607,4) • 100% = 62,8%

б) производства: R = [ЧП/ (Д + КВ)] •100 =[214040,7/ (7789,42+30451,96)] •100 = 218,9%

в) фондоотдача: fотд = 214040,7/ 30451.96= 7,02 (руб./руб.)

Комплексный анализ основных технико - экономических показателей проектируемого производства представлен в таблице 10.14.

Таблица 10.14. Технико-экономические показатели проектируемого производства и производства-аналога

10.10 Определение точки самоокупаемости

Для определения точки безубыточности определим постоянные и переменные расходы на выпуск продукции.

Таблица 10.15

Себестоимость S=P+V=4596,447+188023,4= 192619,8 тыс. руб.

Точка безубыточности N=P/(Цед-Vед)= 4596,447/(2,78 -2,14)= 4377,57 т

Запас финансовой прочности ЗФП=Q-N=195200-4377,57=190822,43 т

Срок окупаемости Nок = КВ/ЧП=30451,96/214040,7 = 0,2 года (1,5 месяца)

Рисунок 10.1 - График безубыточности

10.11 Выводы

Расчет экономических показателей проектируемого производства гидроочистки гача показал обоснованность принятого проектного решения с экономической точки зрения. Себестоимость единицы продукции равна 2140 руб/т, при этом рентабельность продукции составляет 62,8% , а рентабельность производства - 218,9%.Расчет точки безубыточности показал, что производство окупится при объеме выпуска гидроочищенного гача 2849,8 т. Период окупаемости проектируемого производства составляет менее полу года, что свидетельствует о целесообразности проектирования установки по гидроочистке гача.

Выводы

1. Проработка потентно-технических источников процессов гидроочистки, в том числе гача показала, что основными аспектами решения проблемы улучшения качества гача являются поиск более эффективного катализатора, с более продолжительным межрегенерационным циклом работы.

2. В качестве технического решения предложена замена катализатора ГП-534М, ныне используемого на производстве-аналоге, на более эффективный отечественный катализатор ИК-ГО-1, разработанный в ОАО «ВНИИ НП» и изготовленный в ЗАО «Промышленные катализаторы».

3. Использование катализатора ИК-ГО-1 позволяет использовать в качестве сырья для получения масла базового изопарафинового VHVI-4 гачи с большим содержанием серо- и азотсодержащих соединений. При этом обеспечивается снижение содержания серы менее 30 ppm и азота менее 2 ppm.

4. Проработаны инженерные основы процесса гидроочистки гача включая термодинамику, кинетику и механизм. Оптимальными условиями гидроочистки гача являются:температура 330-400?С;давление - 3,5 МПа;

объемная скорость подачи сырья - 0,5-1 ч-1;расход водорода - не менее 600 нм3/м3.

5. Проведенный анализ показал, что для осуществления процесса гидроочистки целесообразнее всего использовать реактор, по гидродинамическому режиму приближающийся к модели идеального вытеснения, так как он позволяет наилучшим образом осуществлять отвод продуктов, возвращать непрореагировавщий ВСГ в рецикл и обладает более высокой селективностью. Невысокая удельная тепловая нагрузка позволяет рекомендовать для проведения процесса реактор адиабатического типа, обладающего простой конструкцией.

6. Рассчитаны материальный и тепловой балансы, основные размеры реактора гидроочистки гача, произведен его конструктивно-механический расчет, а также расчет и подбор вспомогательного оборудования: насоса, теплообменника и колонны.

7. Проработаны вопросы экологической и промышленной безопасности с рассмотрением мероприятий обеспечивающих нормальную работу обслуживающего персонала.

8. Расчетами подтверждена правильность выбранного для проектирования технического решения, обеспечивающего более высокие технико-экономические показатели производства изопарафинового масла в сравнении с производством - аналогом.

Список использованных литературных источников

1. С.А. Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа.: Гилем, 2002. с. 560-561.

2. А.Н. Афанасьев, И.Я. Глозунец, В.А. Зязин и др. Модернизация производства масел в ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» // Нефтепереработка и нефтехимия. 2002. №12 с.8-9

3 T.E. Hellton, T.F. Degnan, D.N. Mazzon et al // Oil and gas J. - 1998. - V.96, - 29. - P 58-67.

4. Л.Л. Фрейман, Н.С. Хашагульгова, Л.Н. Алексеенко и др. Гидроочистка гача - сырья для производства изопарафиновых базовых масел, на катализаторах типа ГП-534// Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. №4 с.25

5. Смазочные масла и специальные жидкости. 2005

6. Н.К. Ляпина. Современное состояние проблемы сероорганических соединений // Успехи химии. - 1982. - Т.51, №2.

7. А.Ю. Поберий, Л.П. Карманова, Н.К. Ляпина. //Нефтехимия. - 1987. - Т.27, №4. - с.475-480.

8. Т.С. Никитина, Н.К. Ляпина. //Нефтехимия. - 1991. - Т.31, №6. - с.754.

9. И.Н. Сираева, А.Д. Улендеева, М.А. Парфенова и др. Сероорганические соединения нефтей различного типа // Нефтепереработка и нефтехимия. 2002. №9 с.33-39.

10. Х.Э. Харлампиди. // Соросовский образовательный журнал. 2000. том 6, №7, с. 42-43.

11. Химия нефти и газа / под ред. Проскурякова В.А. - СПб.: Химия, 1995. - 448с.

12. Е.Ю. Коваленко, Н.Н. Герасимова, Т.А. Сагаченко. Азоторганические основания нефти Ван-Еганского месторождения // Нефтепереработка и нефтехимия. 2002. №4 с.18-21.

13. Б.К. Нефедов, Е.Д. Радченко, Р.Р Алиев. Катализаторы углубленной переработки нефти. - М.:1992. - 272 с.

14. Р.Р Алиев, Е.Д. Радченко, Б.К. Нефедов. // Химия и технология топлив и масел. 1994. №2 с. 3-6

15. Oil and gas J. - 2001. - Oct. 8. - P 66-70.

6. Пат. 4444905 США 1984.

17. Пат. 4504589, 4513097 США 1985.

18. Пат. 4588706 США 1986.

19. Пат. 4717706 США 1988.

20. Пат. 5001101, 5021385, 5071805 США 1991.

21. Пат. 5135902 США 1992.

22. Пат. 5332709 США 1994.

23. Пат. 5403806, 5416054, 5468709 США 1995.

24. Пат. 5494875 США 1996.

25. А.И. Ёлшин, В.И. Ануфриев и др. // Химия и технология топлив и масел. 2000. №3 с. 36

26. Р.Р Алиев. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1997. №3 с.98-100

27. Р.Р Алиев, В.А. Овсянников и др. // Химия и технология топлив и масел. 1997. №6 с. 11-16

28. И.Р. Насиров, Н.А. Ковальчук, Т.В. Рассказчикова. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. №3 с.14-15

29. Г.И. Липкин. Высокая конкурентоспособность процесса гидрообессеривания благодаря новому катализатору // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2005. №1 с.38.

30. Л.Л. Фрейман, Н.С. Хашагульгова, Л.Н. Алексеенко и др. Гидроочистка гача - сырья для производства изопарафиновых базовых масел, на катализаторах типа ГП-534// Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. №4 с.25

31. Р.Р. Алиев, И.Д. Резниченко, М.И. Целютина. // Катализ в нефтеперерабатывающей промышленности. 2005. №2. с 33-35

32. Е.Д. Радченко, Б.К. Нефёров, Р.Р. Алиев. Промышленные катализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. - М.: Химия, 1987.

33. М.В. Ландау, Л.Н. Алексеенко, Б.К. Нефедов. Катализаторы на основе молибдена и вольфрама для процессов гидропереработки нефтяного сырья. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1985. - с. 2-47

34. А.И. Ёлшин, В.И. Ануфриев и др. // Химия и технология топлив и масел. 2000. №3 с. 38

35. Пат. 2102146 РФ.

36. С.Л. Крячек, Р.Р. Алиев, И.Е. Сидоров, В.И. Ануфриев. Разработка процесса гидроочистки нефтяных фракций с использованием эффективных катализаторов // Нефтепереработка и нефтехимия. 2005. №6 с.15

37. В.К. Смирнов, Н.Р. Сайфуллин, М.М. Калимуллин. // Химия и технология топлив и масел. 1999. №4 с. 6-9.

38. Н.Р. Сайфуллин, В.А. Ганцев, А.М. Сухоруков и др. // Химия и технология топлив и масел. 2001. №2 с. 13-15.

39. В.М. Курганов и др. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1979. №1 с.17

40. Пат. 3996015 США, 1976.

41. Р.Р. Алиев, А.И. Ёлкин, Ф.И. Сердюк. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2001. №6 с.15-18.

42. Кругликов В.Я., Ландау М.В., «Цеолитсодержащие катализаторы в процессах гидрогрекинга нефтяного сырья», М, ЦНИИТЭНефтехим,1982г.

43. Материалы семинара фирм Луммус-Шеврон, М, 1995г.

44. Каржев В.И., Шаволина Н.В., Злотников В.З, «Производство высокоиндексных масел с применением гидрокрекинга», М, ЦНИИТЭНефтехим, 1968г.

45. Гусейнов Д.А., Спектор Ш.Ш. Технологические расчеты процессов переработки нефти, М, Издательство «Химия», 1964г.

46. Введенский А.А. «Термодинамические расчеты нефтехимических процессов», М, Гостоптехиздат, 1960 г.

47.Танатаров М.А//Химическая технология переработки нефти и газа. - М .: Химия,1987. -352 с.

11. Перечень выполненных чертежей

Приложение 1

Типы нефтей и их дистиллятов как объекты гидрокаталитических процессов

Нефти тиофенового типа

Сероорганические соединения средних (200-360°С) и высококипящих (360-410°С) дистиллятов этих нефтей представлены в основном производными тиофенов (85%). Структурно-групповой состав основных соединений серы (ОСС) дистиллятов 200-410°С нефтей тиофенового типа близок. Значительную долю составляют дибензотиофены, циклано- и бицикланопроизводные бензотиофенов и дибензотиофенов [6].

Преобладающими структурами в дистилляте 400-450°С нефти являются арилдибензотиофены, алкилциклоалкилдибензотиофены, алкилциклоалкил-бензотиофены [7].

С повышением температуры кипения дистиллятов (450-500, 500-540°С) отмечено увеличение степени цикличности и количества высококонденсированных тиофеновых структур, степень водородной ненасыщенности которых достигает 30 [8]. Относительно большое содержание полициклических тиофеновых соединений характерно для дистиллята 450-500°С и бензо- и дибензотиофеновых соединений для дистиллята 500-540°С, молекулы этих соединений с числом углеродных атомов до С50 (в среднем С36) и С54 (в среднем С39) соответственно. Тип заместителей ароматических серосодержащих соединений аналогичен ароматическим углеводородам и характеризуется наличием алкильной цепи (С10-С35) и несколькими короткими заместителями. У полициклических систем отмечается также наличие циклоалкильных и фенилалкильных заместителей. В высококипящих фракциях серосодержащие соединения с переконденсацией колец -- аналоги пирена, антантрена и т.п.

Нефти сульфидного типа

Характерно, что в дистиллятах 150-540°С нефтей сульфидного типа примерно в равных количествах содержатся сульфиды и тиофены.

Впервые определено содержание моно-, би-, три-, тетра- и полициклических сульфидов с конденсированными циклами в типичных нефтях сульфидного типа (арланского, самотлорского, западносургутского)[9].

Установлено, что с увеличением температуры кипения дистиллята увеличивается степень цикличности сульфидов. Сульфиды бензиновых дистиллятов на ~90% состоят из тиациклоалканов: на долю тиамоноцикланов приходится 81%, тиабициклоалканов -- 6%, тиаинданов -- 4%. Количество диалкилсульфидов не превышает 5%. В дизельном дистилляте (190-350°С) тиамоноциклоалканы также преобладают (53%), но их относительное содержание меньше (28%), чем в бензиновом дистилляте. Степень цикличности тиациклоалканов в высококипящих дистиллятах (350-450°С) возрастает до 9 колец в молекуле. В дистиллятах (450-500, 500-540°С), как правило, преобладают тиамоно-, тиаби- и тиатрициклоалканы. С повышением температуры кипения в дистиллятах отмечается уменьшение количества сульфидов. Молекулы сульфидов дистиллятов 450-500 и 500-540°С содержат С24-С40 (в среднем С30) и С35-С50, вероятное число метильных заместителей 1-5, длинная алкильная цепь составляет С10-С30 и С20-С26 соотвественно.

Для сульфидов нефтей отмечается закономерное снижение содержания тиамоноциклоалканов и диалкилсульфидов при переходе к высококипящему дистилляту. Содержание тиаинданов изменяется незначительно, тиаполициклоалканов возрастает.

В отличие от сульфидов содержание тиофенов возрастает от низкокипящего к высококипящему дистилляту и превосходит содержание сульфидов в высококипящих дистиллятах. К примеру, в бензиновом дистилляте западно-сургутской нефти обнаружены в основном алкилтиофены, составляющие 2-4% от суммы ОСС. В тиофеновой части дизельного дистиллята преобладающей структурной группой являются алкилбензотиофены (60-80%), а содержание алкилтиофенов составляет не более 6-7%. В тиофеновой части дистиллятов 360-410°С и 410-450°С в основном содержатся алкилбензотиофены (38 и 41%) и цикланобензотиофены (16 и 16,2%; соответственно). В высококипящих дистиллятах наблюдаются довольно значительные содержания полиядерных молекул и резкое увеличение числа и разнообразия структурных групп_[9,10].

Азоторганические соединения нефти

Содержание азота в нефтях редко превышает 1 %. Оно снижается с глубиной залегания нефтей и мало зависит от характера вмещающих их пород. Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и особенно тяжелых остатках. Обычно азотсодержащие соединения нефти делят на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения. Доля азотистых оснований в нефтях колеблется в довольно широких пределах. Их содержание в нефтях составляет: США и Ближнего Востока -- 25--34%, Белоруссии-- 10--40 %, Сахалина -- 30--48 %, Ферганы-- 21--58% от всех азотистых соединений данной нефти.

В настоящее время в нефтях и их фракциях выделено более 50 индивидуальных азотистых оснований. Это моно-, ди- и триметилпиридины или метилхинолины, а также их производные, где наряду с метильными присутствуют этил-, пропил- и изопропил-, бутил-, циклопентил- и другие заместители. При этом характерно, что во всех обнаруженных ди-, три- и тетраалкилхинолинах заместители располагаются в положениях 2-, 3-, 4- и 8-, причем в положениях 2- и 3- встречаются только метильные заместители.

По степени цикличности азотистые основания являются ароматическими гомологами пиридина.

К примеру, обнаруженные в калифорнийской нефти тетрациклические производные пиридина были представлены преимущественно 1,2- и 3,4-бензакридинами[11]:

Кроме чисто ароматических гомологов пиридина в нефтях Сахалина найдены производные пиридина и хинолина, конденсированные с циклопентановым кольцом, которое в случае хинолина конденсировано с гетероциклом. Обычно нафтеновый цикл имеет один или два метильных и один длинный алкильный (4--10 атомов С) заместители.

Нейтральные азотсодержащие соединения нефти представлены арилпроизводными пиррола и амидами кислот. Установлено, что основная часть нейтральных азотсодержащих соединений дистиллятных фракций нефти состоит из алкилпроизводных индола , карбазола , бензокарбазола. [11].

С повышением температуры кипения нефтяных фракций в них увеличивается содержание нейтральных азотсодержащих соединений и падает содержание основных.

В кислотных экстрактах из газойлевых фракций обнаружены соединения, содержащие два атома азота в одной молекуле. Обычно один из них несет основную функцию, а другой нейтрален, например пирроло- или карбазолохинолины:

Особо выделяются из азотсодержащих соединений нефтяные порфирины. Они содержат в молекуле 4 пиррольных кольца и встречаются в нефти в виде комплексов с ванадилом VO2+ или Ni. Порфириновые комплексы чаще всего присутствуют в нефти в виде мономолекулярных соединений типа:

Эти соединения различаются алкильными заместителями R1-R8. Могут встречаться порфирины другого типа, которые на периферии содержат конденсированное с пиррольными ароматическое или алициклическое кольцо.

По строению молекулы порфирины похожи на хлорофиллин -- порфириновый комплекс, входящий в состав хлорофилла, что позволяет считать их реликтовыми структурами.

Еще одним типом азотсодержащих соединений нефти являются амиды кислот и другие производные аминокислот. Считают, что амиды кислот имеют циклическую структуру, состоящую из ароматического и лактамного колец [11,12].

Спецификация к графической части

Лист согласования дипломного проекта студента

Черенкова Дениса Игоревича гр. ТНГ-643

Размещено на Allbest.ru