Я проходил производственную практику в компании ООО "Томскнефтепереработка"

Предприятие мощностью 600 тысяч тонн в год по сырью находится в с. Семилужки Томской.

Срок производственной практики составляет 90 дней (760 часов).

Цели практики:

ООО "Томскнефтепереработка" - первый на юге Томской области нефтеперерабатывающий завод, один из основных поставщиков нефтепродуктов в Западно-Сибирском регионе.

2012 г. Мощность завода ООО "Томскнефтепереработка" по переработке нефти составляет 600 000 тонн в год.

2011 г. Мощность завода ООО "Томскнефтепереработка" по переработке нефти составляет 400 000 тонн в год.

2011 г. Этап II Проводится дальнейшее техническое перевооружение I и II этапа. Ввод в эксплуатацию в августе 2011 года. Мощность возросла до 400 000 тонн нефти в год.

2009-2010 гг.

МНПЗ предназначен для переработки сборной Западно-Сибирской нефти по топливному варианту путем разгонки на фракции, являющиеся товарной продукцией. Разгонка сырья производится на установках УПН-100.

Проектом предусмотрено обессоливание нефти перед разгонкой.

Сырье на предприятие поступает по трубопроводу через узел учета нефти от магистрального трубопровода.

Хранение сырья и готовой продукции производится на складе в резервуарах общей емкостью 7000 м³.

Отгрузка готовой продукции осуществляется автотранспортом.

Снабжение предприятия энергоресурсами производится:

электроэнергией - от проектируемой подстанции, оснащенной двумя трансформаторами мощностью 10/04 кВ каждый.

Резервное электроснабжение осуществляется от проектируемой дизельной электростанции с установкой одного дизельного генератора мощностью 565 кВт. Для аварийной остановки предусмотрена система бесперебойного питания от аккумуляторных батарей.

теплоэнергией:

а) паром с Р=0,5 МПа от проектируемой блочно-модульной котельной, оснащенной двумя паровыми котлами ДСЕ-2,5-14Лж;

б) теплофикационной водой с t =130 ч 70^оС от проектируемой блочно-модульной котельной;

в) горячей водой с t = 65^оС от - проектируемой блочно-модульной котельной.

топливом - затемненным продуктом и углеводородными газами собственного производства, на период пуска - привозным жидким топливом;

водой - на хоз-бытовые, лабораторные, питьевые и технологические нужды от собственной артезианской скважины;

азотом - от баллонов, устанавливаемых в шкафах;

Водоотведение:

хоз-бытовые, ливневые стоки - на очистку в проектируемые очистные сооружения;

технологические стоки с установок ЭЛОУ - на проектируемые очистные сооружения;

химзагрязненные стоки от лаборатории, смыва отбортованных площадок - на проектируемые очистные сооружения;

стоки от промывки резервуаров в период ремонта с содержанием нефтепродуктов 1000 мг/л - на проектируемые очистные сооружения;

загрязненные стоки от промывки резервуаров моющими растворами вывозятся с предприятия организацией, производящей промывку, для повторного использования и регенерации моющих растворов;

стоки от очистных сооружений с ПДК, установленными для рыбохозяйственных водоемов, отводятся в р. Ручей

В качестве сырья используется легкая низкосернистая нефть (содержание серы - 0,5%), что позволяет достигать высокого качества производимой продукции.

В настоящее время завод ООО "Томскнефтепереработка" выпускает следующие виды продукции:

С вводом в эксплуатацию вторичных процессов переработки нефти в 2015 году номенклатура выпускаемой продукции будет соответствовать техническому регламенту, утвержденному Постановлением Правительства №118 от 27.02.2008 "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту"

Миссией ООО "Томскнефтепереработка" является внутреннее развитие, расширение производственной базы и увеличение мощности завода с применением инновационных идей и технологий.

Стратегия предприятия - увеличение глубины переработки и мощности, а также улучшение качества продукции и безопасности производства. Детально проработанная стратегия развития компании предполагает, что к концу 2015 года ООО "Томскнефтепереработка" должно пройти сложный и довольно интенсивный путь от нефтеперерабатывающего завода с малыми мощностями и ресурсами до предприятия с внедренными глубокими процессами вторичной переработки нефти. При этом все процессы будут обеспечивать полное выполнение требований Правительства Российской Федерации к предприятиям, специализирующимся на нефтепереработке, по глубине и стандартам качества.

Цель - укрепление позиций на региональном рынке Томской области и близлежащих регионов, за счет расширения общей производительности мощностей переработки, а также развитие экспортного направления и вывод продукции на внешние рынки.

2. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

2.1 Структура предприятия

Установка перегонки нефти УПН100А;

Установка переработки нефти УПН100Б;

Склад нефти и нефтепродуктов (резервуарные парки темных и светлых нефтепродуктов);

Насосная склада;

Пункт налива автоцистерн;

Малогабаритная котельная;

Трансформаторная подстанция;

Лаборатория (в составе административного корпуса);

Операторная;

Дизельная электростанция;

2. Объекты водоснабжения и канализации.

1. Прием нефти и отгрузка готового продукта - мазута.

Сырая нефть поступает в резервуар Е101/1 (Е101/2) по трубопроводу от магистрального нефтепровода с узла коммерческого учета нефти. Предусмотрен вариант подачи нефти в резервуары из автоцистерн через сливной коллектор насосом Н105, Н105Р. Нефть из резервуара Е101/1 (Е101/2) насосом Н101/1, Н101/2 подается на установки переработки нефти УПН 100А, УПН 100Б в расходные емкости Е201, Е401. Предусмотрен возврат некондиции в пусковой период с установок УПН-100 и аварийный сброс с узлов обессоливания УПН-100 в резервуары нефти склада.

Мазут с установок переработки нефти поступает по трубопроводам в резервуар Е102/1. Отгрузка мазута осуществляется автотранспортом. Подача мазута на сливо-наливные стояки поз. СТ103/1,2 производится насосами Н102/1, Н102/2, Н102Р. Предусмотрена циркуляция мазута при отгрузке для предотвращения застывания продукта. Автоматизированная система верхнего налива АСН-5В НОРД (0-0) ХЛ2 состоит из наливного стояка и измерительного модуля, позволяющего наливать мазут в автоцистерну в двухскоростном режиме (по схеме "медленно-быстро-медленно"), а также обеспечивает автоматическую остановку процесса (при достижении верхнего уровня в автоцистерне).

Для предотвращения аварийных ситуаций проектом предусматривается установка электрозадвижек на входе-выходе продукта в резервуары, отключающих подачу продукта по достижению верхнего уровня.

Резервуары с нефтью поз. Е101/1, Е101/2 обвязаны таким образом, что возможно перекачивание продукта насосами поз. Н105, Н105Р в случае аварии (разгерметизации оборудования) из одного резервуара в другой.

Аварийным резервуаром для мазута является резервуар поз. Е102/2. В случае аварии (разгерметизации резервуара Е102/1) предусмотрена возможность перекачки мазута насосами поз. Н102/1, Н102/2, Н102Р в аварийный резервуар с последующим возвратом в исходный.

Для освобождения трубопроводов установлена дренажная емкость поз. Е105, откуда дренажные стоки насосом поз. Н104 подаются в резервуар с исходной нефтью поз. Е101/1.

2. Прием и отгрузка готовых продуктов - дизельного топлива и бензиновой фракции.

Готовая продукция, а именно:

летом - бензиновая фракция, дизельное топливо "Л";

зимой - бензиновая фракция, тяжелое дизельное топливо, дизельное топливо "З",

по трубопроводам поступает с установок УПН 100А, УПН 100Б в резервуары склада соответственно поз. Е104/1 (104/2), Е103/1, Е103/2.

Отгрузка готовой продукции потребителю производится автотранспортом. Для налива автоцистерн установлены 3 автоматизированных систем верхнего налива:

СТ101/1 - для налива дизельного топлива "З";

СТ101/2 - для налива дизельного топлива "Л" либо фракции тяжелого дизельного топлива;

СТ102 - для налива бензиновой фракции.

Автоматизированные системы верхнего налива АСН-5М состоят из наливного стояка, насосного блока и измерительного комплекса. Порядок работы системы приведен в "Паспорте с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации", который прилагается при заказе системы.

Дренаж емкостей и трубопроводов, стоки от пропарок и подтоварная вода направляются в дренажную емкость поз. Е105

3. Организационно-экономическая часть

Главный механик осуществляет техническое руководство и обеспечивает надёжную, бесперебойную, технически правильную эксплуатацию, ремонт и техническое освидетельствование технологического, механического оборудования, технических устройств (кроме энергетического и метрологического), коммуникаций, зданий и сооружений производственного назначения.

3. Отдел АСУ и ТМ

Отдел АСУ и ТМ обеспечивает выполнение функций управления автономно, под наблюдение оперативного персонала (оператор технологических установок, оператор товарно-сырьевого склада).

4. Отдел главного энергетика

Главный энергетик отвечает за снабжение предприятия энергоресурсами:

электроэнергией - от проектируемой подстанции;

теплоэнергией;

топливом;

водой - на хоз. - бытовые, лабораторные, питьевые и технологические нужды от собственной артезианской скважины;

азотом - от баллонов, устанавливаемых в шкафах;

За водоотведение:

хоз. - бытовые, ливневые стоки - на очистку в очистные сооружения;

хим. загрязненные стоки от лаборатории;

стоки от промывки резервуаров в период ремонта;

стоки от очистных сооружений с ПДК, установленными для рыбохозяйственных водоемов, отводятся в р. Ручей.

За электрическое освещение:

Используются:

ртутные лампы;

светильники с люминесцентными лампами;

5. Товарно-транспортный отдел.

Этот отдел занимается организацией достоверного учета нефти и ведет

непосредственное взаимодействие с аналитической лабораторией. Так как труба для поступления сырья к предприятию еще не проложена, сырье на предприятие поступает в автоцистернах.

Оператор товарный должен проследить, чтобы в цистерне, поступающей на предприятие, нефть была в полном количестве (до пяточки).

Далее оператор товарный берет пробу нефти, отдает в лабораторию для анализа, где определяется качество привезенного продукта.

Продолжительность рабочего дня работающих в соответствии с "Кодексом законов о труде Российской Федерации" составляет 7 часов при 40 часовой рабочей неделе.

Продолжительность рабочего дня для ИТР составляет 8 часов, включая часовой перерыв на обед. Режим работы - односменный, с двумя выходными днями в неделю.

График работы основного производственного персонала - трехсменный, четырех - бригадный, скользящий, необходимый для обеспечения непрерывного режима производства.

Согласно "Списка производств, цехов, профессий и должностей с вредными условиями труда, работа в которых дает право на дополнительный отпуск и сокращенный рабочий день", утвержденный Совмином и ЦС профсоюзов №298/П-22 25 октября 1974г, проектируемое производство относится к нефтяной и газовой промышленности (глава IX). На основании "Списка…" производственный персонал предприятия права на сокращенный рабочий день не имеет, но имеет право на дополнительный отпуск.

Основная система оплаты труда, принятая в ООО "Томскнефтепереработка" и определяемая спецификой производства является повременно - премиальная оплата труда, целью которой является усиление материальной заинтересованности работников в выполнении установленных планов и договорных обязательств, повышении эффективности производства и качества работы. В случае производственной необходимости вводят сдельную и сдельно-премиальную оплаты труда.

При оплате труда работников применяются часовые тарифные ставки и должностные оклады Единой Тарифной сетки по оплате труда, которые устанавливаются в пределах категории производства (основная, вспомогательная, непромышленная сферы) и используются при составлении штатных расписаний рабочих, руководителей, специалистов и служащих с надбавками, доплатами и районным коэффициентом.

Штатные расписания рабочих филиалов утверждаются руководствами филиалов в пределах плановой численности работников и средств, предусмотренных на оплату труда.

Квалификационные категории руководителям, специалистам, служащим ООО "Томскнефтепереработка" присваивается только по результатам аттестации работников в соответствии с утвержденными штатными расписаниями.

Средняя заработная плата включает в себя доплаты, надбавки и районный коэффициент, утвержденный правительством РФ дифференцированно по территориальному признаку и местным факторам, влияющих на размер районного коэффициента и северной надбавки.

4. Индивидуальное задание

Методы определения потерь нефти

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:

1. количественные потери;

2. качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, - потери от испарения;

3. качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, - потери при недопустимом смешении.

Согласно "Нормам естественной убыли." под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по группам (табл.1) [4].

Таблица 1.

Потери нефтепродуктов и нефти

Методы определения потерь нефти в резервуарах

Метод определения потерь нефти от испарения измерением объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара [9].

Потери углеводородов рассчитываются по формуле:

G=V•C•r, (1)

Где:

G-потери углеводородов, кг;

V-объём паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведённый к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; м³, С - концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси; доли единицы

r - средняя плотность вытесняемых из резервуара углеводородных паров, приведённых к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; кг/ м³

Ш Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности; нормальными диафрагмами, смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п.4). В холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах оседает иней, затрудняющий вращение последних.

Ш Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ 25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализов вследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ проб должна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара. [3] При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле:

, (2)

Где: М_п=0,0043 (212+t_нк) ^1,7-средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/моль; t_нк-температура начала разгонки нефти, С;

Ш В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ.

Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.

Ш В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

Ш Отбирается до резервуара одна проба нефти за период наблюдения в любое время для последующего определения фракционного и углеводородного состава, плотности, давления насыщенных паров, газового фактора (при температуре в резервуаре и давлении 1,05 атм).

Ш При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

Рисунок 1. Схема установки счетчика типа РГ на резервуаре:

1 - резервуар; 2 - счетчик типа РГ; 3-манометр; 4 - труба жестяная; 5-патрубок входной; 6 - постамент; 7 - карман термометрический; 8 - штуцер для отбора проб паровоздушной смеси; 9 - пробоотборник; 10 - люк световой; 11 - измеритель уровня; 12 - арматура дыхательная

Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава [9].

Величина потерь нефти испарения определяется по формуле:

(3)

Где: S - величина потерь нефти, массовые доли;

-концентрация "остатка", т.е. того, что остаётся в обезвоженной пробе нефти, отобранной до резервуара, после испарения из неё углеводородов, массовые доли;

- концентрация "остатка" в пробе нефти, отобранной после резервуара, доли массовые.

Концентрации определяются по формуле:

(4)

(5)

Где:

-суммарные концентрации углеводородов в пробах нефтей, отобранных до и после резервуара.

Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают по формуле:

(6)

, (7)

Где: -массовая концентрация i-го углеводорода в разгазированной нефти, массовые доли; r_i,Y_i-плотность и концентрация i-го углеводорода в газе, выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С; кг/м³ и доли мольные; -плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С, кг/м³; Г-остаточный газовый фактор, м³/кг; V_г-объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20° С, м³; G_рн-масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг.

Суммарное содержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, вычисляются по формулам:

(8)

, (9)

В метеорологии ошибки измерений (прямых и косвенных) принято оценивать среднеквадратичным отклонением, выраженным в абсолютной или относительной форме. По ГОСТ 8.381 среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений величины, являющейся функцией х =F (Y₁,Y₂,.,Y_т), вычисляют по формуле:

S= (10)

(11)

Где:

S₁,S₂,.,S_m-среднеквадратичные отклонения результатов измерений величин Y₁,Y₂,.,Y_т.;

д_С' и д_С" - среднеквадратичные относительные ошибки в определении концентрации "остатков" в пробах нефти, отобранных до и после резервуара.

Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь выражается формулой:

(12)

Метод применим, если разница в концентрациях остатков в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, больше допустимых расхождений между параллельными определениями концентрации на хроматографе по ГОСТ 13379, ГОСТ 14920.

Пример расчета технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава [9].

Задача: Определить величину технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава до и после резервуара, если давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа, газовый фактор до источника потерь составляет 3 Ч 10^-3м³/кг, после источника потерь равен нулю, плотность нефтяного газа с'₀=1,467 кг/м³. Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара представлены в табл.2.

Таблица 2

Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара

Определяем суммарные концентрации легких углеводородов в пробах дегазированной нефти до и после резервуара.

= 0,0020 + 0,0102 + 0,0155 + 0,0223 + 0,0152 + 0,0165 + 0,0163 = 0,0980 масс. доли.

= 0,0015 + 0,0083 + 0,0082 + 0,0131 + 0,0108 + 0,0121 + 0,0159 = 0,0699 масс. доли.

рассчитаем концентрации легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после резервуара:

=0,0699 масс. доли.

По формулам (12) рассчитаем концентрации "остатков":

С'= 1-0,1020 = 0,8980 масс. доли,

С"= 1 - 0,0699 = 0,9301 масс. доли.

Разность концентраций остатков 0,0321 масс. доли больше сходимости между параллельными определениями 0,0100 по ГОСТ 13379, метод можно применять для расчета потерь.

Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (21):

Относительную среднеквадратичную ошибку в определении потерь рассчитаем по формуле (20):

Где: 0,005 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка С'по ГОСТ 13379 [9];

0,004 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка С"по ГОСТ 13379 [9];

Заключение