Анализ деятельности Ангарской нефтехимической компании

Размещено на http://www.allbest.ru/

• Оглавление
• Введение
• 1.1 История создания нефтехимической компании
• 1.2 Организационно-правовая форма и управление деятельностью предприятия
• 1.3 Ректификация отбензиненной нефти в колонне поз. К-2 - схема № 2 - 11 - 15/07 блоков АТ, ВПб, ВПм и блока защелачивания
• 1.4 Спецификация ректификационной колонны К-2
• 1.5 Основные виды и краткая характеристика выпускаемой продукции
• Раздел 2
• 2.1 Состав производственного объекта
• 2.2 Анализ технико-экономических и финансовых результатов деятельности предприятия за отчетный период
• Раздел 3
• 3.1 Краткое описание реконструкции процесса
• 3.2 Экологические мероприятия
• Заключение
• Список используемой литературы
• Введение
• В данной работе представлен отчёт по производственной практике на ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ, Нефтеперерабатывающий завод.
• Главной задачей практики было знакомство с оборудованием, сбор некоторых сведений по автоматизации предприятия.
• Местом прохождения практики была мастерская цеха КИП, в должности приборист.
• Приборист, является исполнителем работы по организации, осуществлению и совершенствованию работы приборов с целью обеспечения безопасности на объекте.
• Отчет включает в себя общую информацию о предприятии, анализ автоматизации результатов деятельности предприятия за период с 2012 по 2013 годы.
• Раздел 1

1.1 История создания нефтехимической компании

Начав свой путь в середине прошлого века Ангарская нефтехимическая компания сегодня уверенно движется вперед.

Строительство в конце 40-х годов Ангарского комбината- 16 (так тогда называлась компания) послужило мощным импульсом для дальнейшего роста промышленного потенциала Восточной Сибири.

Уникальность ангарского предприятия проявляется во многом. Например, в его истории, где отразилась послевоенная история страны, ставившей в число первоочередных задач создание мощного военноборонного комплекса на восточном направлении.

Ангарский НПЗ, построенный в конце 1950-х гг., принадлежит ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», которое было приобретено НК «Роснефть» в мае 2007 г. Он является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России. НПЗ выпускает более 200 наименований продукции, в том числе бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, различные марки битума, кокса, масел.

На сегодняшний день применяются технологии, направленные на производство высококачественной продукции, минимизацию промышленных и экологических рисков, снижение издержек.

1.2 Организационно-правовая форма и управление деятельностью предприятия

Отдел главного технолога осуществляет организацию выполнения всего комплекса работ по технологической подготовке основного производства с целью обеспечения устойчивости технологических процессов, режимов по показателям качества выпускаемой продукции.

Отдел главного механика обеспечивает организацию своевременной разработки годовых, квартальных и месячных графиков капитальных, средних, текущих ремонтов, технического обслуживания производственного оборудования.

Рисунок 1. Организационная структура управления предприятием

Отдел главного энергетика обеспечивает организацию и контроль надежного снабжения производств тепловой, электрической энергией и правильной эксплуатации, профилактического и аварийного ремонта энергетического оборудования и средств связи компании.

Планово-экономический отдел, ПЭО, обеспечивает эффективное планирование производства полуфабрикатов и готовой продукции, проведение расчета и анализа плановой себестоимости готовой продукции.

Отдел кадров и управления персоналом обеспечивает эффективный учет движения кадров предприятия, оформление отчетности.

Отдел главного метролога обеспечивает организацию учета, работ, профилактического и аварийного ремонта измерительной техники.

1. Цех перегонки сернистой нефти, гидрирования и гидроочистки.

2. Цех перегонки и крекирования сернистой нефти.

3. Цех фракционирования и очистки газов от сернистых соединений, производства кокса и битума.

4. Цех перегонки сернистой нефти.

5. Цех производствееной канализации.

6. Цех электроснабжения.

7. Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики.

8. Ремонтно-механический цех.

1.3 Ректификация отбензиненной нефти в колонне поз. К-2 - схема № 2 - 11 - 15/07 блоков АТ, ВПб, ВПм и блока защелачивания

Нагретая отбензиненная нефть поступает в ректификационную колонну поз. К-2 и подвергается ректификации.

С верха колонны поз. К-2 отбирается бензиновая фракция НК-180^оС, а боковыми погонами фракции: 180-240^оС, 240-300^оС, 300-350^оС. С низа колонны выводится мазут.

С верха колонны поз. К-2 пары бензиновой фракции НК-180^оС и водяные пары с температурой 136-138 ⁰С поступают в конденсаторы воздушного охлаждения поз. ВХ-2/1,2,3, из воздушных конденсаторов поз. ВХ-2/1,2,3 бензин и вода поступают через доохладители поз. Т-2/3,4 в рефлюксную емкость поз. Е-2, где они конденсируются и охлаждаются. В рефлюксной емкости происходит разделение фаз бензин-вода (поз. LCA^H_L-1427). Накопившаяся в нижней части емкости поз. Е-2 вода сбрасывается в сернисто-щелочную канализацию.

Заданная температура конденсата после водяных холодильников поз. Т-2/3,4 регулируется датчиком (поз. ТIRC-1064) изменением скорости вращения вентиляторов воздушных аппаратов с использованием вариаторов.

Часть бензина из поз. Е-2 забирается насосом поз. Н-4, Н-5/2 и подается в качестве острого орошения наверх колонны поз. К-2. Температура верха колонны поз. К-2 регулируется клапаном (поз. FV-1327), установленным на линии подачи острого орошения в колонну поз. К-2.

Избыток бензина забирается насосом поз. Н-6, Н-6a, прокачивается через теплообменник поз. Т-65, где нагревается и направляется в колонну - стабилизатор поз. К-4 (на 14-ю тарелку).

При работе блока вторичной перегонки бензина избыток бензина с Е-2 забирается насосом поз. Н-6, Н-6a, прокачивается через теплообменник поз. Т-64, где нагревается примерно до 110 ^оС, и поступает на блок вторичной перегонки бензина на 36-ю тарелку колонны поз. К-5.

Несконденсированные пары легкого нефтепродукта из емкости поз. Е-2 сбрасываются в линии факельных газов высокого или низкого давления через клапан, регулирующий давление поз. Е-2 (поз.PV-1227).

Боковой погон, фракция 180-240 ^оС, как дистиллят топлива ТС-1, с 45-й тарелки колонны поз. К-2 с температурой 180-183 ⁰С самотеком поступает в третью секцию отпарной колонны поз. К-3 через клапан, регулирующий уровень (поз.LV-1424) в третьей секции, откуда забирается насосом поз. Н-11/1, Н-5/1 и откачивается через теплообменник поз. Т-17/4, воздушный холодильник поз. ВХ-16, водяной холодильник поз. Т-16/1 в поз. Е-16-Е-19 для отстоя от воды. Пары с верха поз. К-3/3 поступают через две секции поз. ВХ-3 в емкость поз. Е-7 или под 45-ю тарелку поз. К-2.

Заданная температура конденсата после воздушного холодильника ВХ-3 регулируется (датчик поз. ТIRC-521/7) изменением скорости вращения вентилятора воздушного аппарата с использованием вариатора.

Дистиллят топлива ТС-1 перед поз. Е-16 разделяется на два потока. Один поток проходит поз. Е-16,17, другой - поз. Е-18, поз. Е-19. В указанных емкостях ТС-1 отделяется от технологической влаги и выдается через фильтры поз. Ф-9, Ф-9а, концевой холодильник поз. Т-26а в парк 22а цеха 8/14 НПЗ.

Боковой погон, фракция 240-300 ^оС, как топливо дизельное легкое, с 35-й тарелки колонны поз. К-2 с температурой 245 ⁰С самотеком поступает во 2-ю секцию отпарной колонны поз. К-3 через клапан, регулирующий уровень (поз.LV-1423) во 2-й секции, откуда забирается насосом поз. Н-10/1, Н-102 и откачивается последовательно через теплообменники поз. Т-37/1, Т-17/3, концевой холодильники поз. Т-27а, Т-27 в парк 24 или 17, 17а цеха 8/14 НПЗ, парк 6 цеха 11 НПЗ, парк 15/38 цеха 1/2 НПЗ. Пары с верха поз. К-3/2 поступают через две секции поз. ВХ-3 в емкость поз. Е-7 или под 35-ю тарелку поз. К-2.

Боковой погон, фракция 300-350^оС, как топливо дизельное тяжёлое, с 20-й тарелки поз. К-2 с температурой 315⁰С самотеком поступает в 1-ю секцию отпарной колонны поз. К-3 через клапан, регулирующий уровень (поз.LV-1422) в 1-й секции, откуда забирается насосом поз. Н-9, Н-10/2 откачивается последовательно через теплообменники поз. Т-39/2, Т-39/3, концевой холодильник поз. Т-29 в парки 24 или 17, 17а цеха 8/14 НПЗ, парк 6 цеха 11 НПЗ, парк 15/38 цеха 1/2 НПЗ. Пары с верха поз. К-3/1 поступают через две секции поз. ВХ-3 в емкость поз. Е-7 или под 21-ю тарелку поз. К-2.

При получении дизельного топлива летнего (топливо дизельное «Л») и дистиллята топлива ТС-1 потоки фракций 240-300^оС и 300-350^оС после концевых холодильников поз. Т-27, Т-29 объединяются в один и выдаются в парк 24 или 17, 17а цеха 8/14 НПЗ, в парк 15/38 цеха 1/2 НПЗ, а фракция 140-240^оС поступает на отстой воды в ёмкости поз. Е-17, поз. Е-18, поз. Е-19. При получении топлива дизельного арктического емкости поз. Е-17, поз. Е-18, поз. Е-19 и фильтры поз. Ф-9, 9А отключаются, дистиллят топлива ТС-1 выдается по байпасам емкостей поз. Е-17,18,19, включается емкость поз. Е-16. Разглушается перемычка между ТС-1 и дизельным топливом летним, и производится компаундирование фракций 180-240⁰С, 240-300⁰С. При переходе с дизельного арктического на вариант получения ТС-1, отглушается перемычка между ТС-1 и топливом дизельным, схема промывается в течение 30 минут дистиллятом топлива ТС-1 по схеме дизельного арктического в парк 14 цеха 11 НПЗ, а затем ТС-1 выводится по своей схеме в парк 22а цеха 8/14 НПЗ.

При получении топлива дизельного зимнего (топливо дизельное «З») потоки фракций 180-240 ^оС и 240-300 ^оС объединяются после концевых холодильников и выдаются в парк 24 или 17, 17а цеха 8/14 НПЗ, а фр. 300-350^оС откачивается по линии некондиции в гудрон. Из линии некондиции по перемычке в трубопровод сырья блока КК, или как компонент топлива дизельного «Л» в парк 6 цеха 11, парк 17, 17а цеха 8/14 НПЗ, в парк 15/38 цеха 1/2 НПЗ.

Для отпаривания легких фракций и получения необходимой температуры вспышки нефтепродуктов в каждую секцию отпарной колонны поз. К-3 возможна подача перегретого водяного пара. При беспаровом методе получения топлив в колонне поз. К-2, пар в отпарные секции поз. К-3/1,2,3 не подается. Нефтепродукт из поз. Е-7 насосами поз. Н-26/1,2 откачивается в трубопровод НЦО поз. К-2. Уровень в поз. Е-7 регулируется клапаном (поз. LV-1425).

Для отпаривания легких фракций и снижения температуры кипения нефтепродуктов в низ колонны поз. К-2 подается перегретый водяной пар, расход которого замеряется прибором (поз. FIRC-1326).

Перегрев пара, подаваемого в поз. К-2, поз. К-3, осуществляется в пароперегревателе печи поз. П-1/2 до температуры 250-450 ⁰С. Также имеется перемычка на выходе из пароперегревателя печи поз. П-1/5 в коллектор перегретого пара печи поз. П-1/2.

Мазут с низа поз. К-2 с температурой 339-341 ⁰С забирается насосом поз. Н-25/1,2 и подается на вакуумную перегонку через трубчатую печь поз. П-1/3, где нагревается до температуры 390-420 ⁰С. Если вакуумная часть не работает, то мазут из поз. К-2 насосом поз. Н-25/1,2 подается в пучки рибойлеров поз. Т-19, поз. Т-20, поз. Т-21 и далее, через теплообменники поз. ТП-3/1,2,3, Т-81/1,2, Т-31а откачивается на установку ЭЛОУ-10/6 цеха 11 или в парк 28 цеха 11 НПЗ, парк 18 цеха 8/14 НПЗ. Уровень в колонне поз. К-2 измеряется по прибору (поз.LRCAS^H_L-1421) и регулируется клапаном (поз.LV-1421), установленным на линии откачки мазута из поз. К-2, при работе блока ВПм регулирование уровня поз. К-2 осуществляется регулирующими клапанами (поз. FV-3351, FV-3352), установленными на загрузке трубчатой печи поз. П-1/3. Для эффективного регулирования горения форсунок на трубчатой печи поз. П-1/3 установлен кислородомер (поз. QIRA^O2-1503).

Избыточное тепло колонны поз. К-2 снимается двумя циркулирующими орошениями и промежуточным орошением.

Промежуточное орошение с 54-й тарелки поз. К-2 забирается насосом поз. Н-4а, поз. Н-4/1, прокачивается через холодильник воздушного охлаждения поз. ВХ-2/4 и поступает снова в поз. К-2 на 56-ю тарелку, совместно с острым орошением. В случае остановки насоса поз. Н-4а, Н-4/1 для ремонта, с целью исключения размораживания трубок в аппарате поз. ВХ-2/4, из линии острого орошения от поз. Н-4 через перемычку подается бензин, возвращаясь в поз. К-2 (схема отглушена - выведена в резерв).

Верхнее циркулирующее орошение (ВЦО) забирается с 42-й тарелки и насосом поз. Н-8/1,2 прокачивается через теплообменники предварительного нагрева сырья колонн вторичной перегонки: поз. Т-7, поз. Т-9, поз. Т-63, поз. Т-64, поз. Т-65 и далее, через теплообменник подогрева нефти поз. Т-44 и через клапан, регулирующий расход ВЦО (поз.FV-1321), возвращается в колонну поз. К-2 на 44-ю тарелку.

При исключении из работы блока ВПб возможна работа схемы верхнего циркулирующего орошения (ВЦО): насосом поз. Н-8/1,2 ВЦО поз. К-2 прокачивается через теплообменник поз. Т-65 и далее, через теплообменник подогрева нефти поз. Т-44 и через клапан, регулирующий расход ВЦО (поз.FV-1321), возвращается в колонну поз. К-2 на 44-ю тарелку.

Нижнее циркулирующее орошение (НЦО) забирается с 32-й тарелки и насосом поз. Н-8а/1,2 прокачивается через пучки рибойлеров поз. Т-18, 60 подогрева низа колонн блока вторичной перегонки бензина и далее через теплообменник подогрева нефти поз. ТП-4, возвращается через клапан, регулирующий расход НЦО (поз.FV-1322), в поз. К-2 на 34-ю тарелку.

1.4 Спецификация ректификационной колонны К-2

Таблица 1

№ п/п	№ позиции	Наименование оборудования
1	TICA-1055	Температура верха колонны К-2
	TE-1055	Термоэлектрический преобразователь МЕТРАН-420 ТХК
	TV-1055	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	FIRC-1055	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	FY-1055	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
2	TIA-1051	Температура низа колонны К-2
	TE-1051	Термоэлектрический преобразователь МЕТРАН-420 ТХК
3	PIA-1222	Давление верха колонны К-2
	PT-1222	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДИ-1161
	PIA-1222	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
4	PI-1221	Давление низа колонны К-2
	PT-1221	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДИ-1161
	PIA-1221	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
5	FI-1327	Расход орошения в К-2
	FE-1327	Дифрагма бескамерная ДБС
	FT-1327	Датчик разности давлений МЕТРАН-100-ЕХ-ДД-1421
6	LICSA-1421	Уровень в кубе К-2
	LT-1421	Уровнемер микроимпульсный Levelflex M FMP45
	LIRCA-1421	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	LY-1421	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	LV-1421	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
7	FIRC-1326	Расход пара в К-2
	FV-1326	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	FIRC-1326	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	FY-1326	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	FE-1326	Дифрагма бескамерная ДБС
8	TIC-1054	Температура ВЦО
	FIC-1321	Расход
	FV-1423	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
9	TIC-1053	Температура НЦО
	FIC-1322	Расход
	FV-1423	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
10	LRCAS	Уровень в К-3/1
	LT-1422	Уровнемер микроимпульсный Levelflex M FMP45
	LIRCA-1422	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	LY-1422	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	LV-1422	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	TIR-1059	Температура на входе К-3/1
	TE-1059	Термоэлектрический преобразователь МЕТРАН-420 ТХК
	FRC-1330	Расход фракций из К-3/1
	FE-1330	Диафрагма бескамерная ДБС
	FT-1330	Датчик разности давлений МЕТРАН-100-ЕХ-ДД-1421
	FV-1330	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	FY-1330	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	PI-1221	Давление паров в К-3/1
	PT-1221	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДИ-1161
11	LRCAS	Уровень в К-3/2
	LT-1423	Уровнемер микроимпульсный Levelflex M FMP45
	LIRCA-1423	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	LY-1423	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	LV-1423	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	TIR-1058	Температура на входе К-3/2
	TE-1058	Термопара
	FRC-1329	Расход фракций из К-3/2
	FE-1329	Дифрагма бескамерная ДБС
	FT-1329	Датчик разности давлений МЕТРАН-100-ЕХ-ДД-1421
	FV-1329	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	FY-1329	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	PI-1224	Давление паров в К-3/1
	PT-1224	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДИ-1161
12	LRCAS	Уровень в К-3/3
	LT-1424	Уровнемер микроимпульсный Levelflex M FMP45
	LIRCA-1424	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	LY-1424	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	LV-1424	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	TIR-1057	Температура на входе К-3/13
	TE-1057	Термопара
	FRC-1328	Расход фракций из К-3/3
	FE-1328	Дифрагма бескамерная ДБС
	FT-1328	Датчик разности давлений МЕТРАН-100-ЕХ-ДД-1421
	FV-1328	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	FY-1328	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	PI-1223	Давление паров в К-3/3
	PT-1223	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДИ-1161
13	LRCAS	Уровень в Е-7
	LT-1425	Уровнемер микроимпульсный Levelflex M FMP45
	LIRCA-1425	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	LY-1425	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	LV-1425	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
	TIR-1063	Температура на входе Е-7
	TE-1063	Термоэлектрический преобразователь МЕТРАН-420 ТХК
	PI-1226	Давление паров в Е-7
14	PICA-1227	Давление паров в Е-2
	PT-1227	Датчик избыточного давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДД-1161
	PIRCA-1227	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
	PY-1227	Электропневматический позиционер MASONEILAN 4700E
	PV-1227	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
15	LRCAS-1426	Уровень в емкости Е-2
	PV-1426	Клапан регулирующий MASONEILAN 35-35112
16	ТIRC-1064	Температура конденсата после водяных холодильников
	TE-1064	Термоэлектрический преобразователь МЕТРАН-420 ТХК
	FIRC-1064	Станция управления Honeywell Experion PKS R221
17	LCAHL-1427	Разделение фаз вода- нефтепродукт E-2
	LT-1427	Датчик раздела фаз - Фаза 70
	LV-1427	Клапан
18	QIPH-2	Измерение PH контроля сбрасываемой воды

1.5 Основные виды и краткая характеристика выпускаемой продукции

1. Высокооктановые бензины: горючая смесь лёгких углеводородов с температурой кипения от 30 до 200°C. (АИ-92 («регуляр»), АИ-95 («премиум»), АИ-98 («супер»), применяются в качестве моторного топлива.

2. Топливо для реактивных двигателей (авиационный керосин) ТС-1: смеси углеводородов, выкипающие в интервале температур 150--250°С, применяется в качестве топлива в турбовинтовых и турбореактивных двигателях летательных аппаратов.

3. Дизельное топливо: керосиново-газойлевая фракция прямой перегонки нефти. Применяется как топливо в дизельном двигателе внутреннего сгорания.

Летнее дизельное топливо: Плотность: не более 860 кг/мі. Температура вспышки: 62°C. Температура застывания: ?5°C.

Зимнее дизельное топливо: Плотность: не более 840 кг/мі. Температура вспышки: 40°C. Температура застывания: ?35°C.

Арктическое дизельное топливо: Плотность: не более 830 кг/мі. Температура вспышки: 35°C. Температура застывания: ?50°C.

Экологически чистое дизельное топливо - дизельное топливо с пониженным содержанием серы.

4. Компонент бензина: бензиновые фракции нефти, применяемые для смешения в производстве товарных бензинов

5. Мазут: остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций. Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей, для производства флотского мазута тяжелого моторного топлива

6. Кокс нефтяной: твердый остаток вторичной переработки нефти или нефтепродуктов. Используется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры восстановитель при получении ферросплавов.

7. Нефтебитумы: остаточные продукты переработки нефти, имеющие твёрдую или вязкую консистенцию и состоящие из углеводородов и гетероатомных (кислородных, сернистых, азотнызх, металлосодержащих) соединений. Применяются в дорожном строительстве.

Раздел 2

2.1 Состав производственного объекта

В состав комбинированной установки ГК-3 входят следующие блоки:

- атмосферная трубчатка первичной переработки нефти (АТ);

- вторичная перегонка бензина (ВПб);

- вакуумная перегонка мазута (ВПм);

- каталитический крекинг вакуумных дистиллятов, фракционирование газов и стабилизации бензина (КК);

- защелачивание нефтепродуктов;

- котел-утилизатор:

Таблица 2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов обращающихся в технологическом процессе

Наименование сырья, материалов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Обозначение государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия и другой документации	Наименование показателей качества, подлежащих обязательной проверке	Норма по нормативному или техническому документу (заполняется при необходимости)	Область применения готовой продукции, полуфабрикатов, назначение используемых веществ и материалов
Исходное сырьё
1. Нефть обессоленная	ДК 05-21303-01-2001	Принимается по результатам анализов поставщика	-	Сырьё для блока АТ
2. Сырьё каталитического крекинга	ДК 05-21303-07-2003	Принимается по результатам анализов поставщика	-	Сырье для блока КК установки ГК-3 из парка 5
3. Дистиллят вакуумный (гидроочищенный)	ДК 05-21303-07-2003	Принимается по результатам анализов поставщика	-	Является компонентом сырья блока КК в смеси с сырьём каталитического крекинга из парка 5 цеха 11
Реагенты, катализаторы, адсорбенты, абсорбенты, растворители
1. Щелочь свежая разбавленная.	ДК 05-21303-52-2003	1. Массов. доля едкого натра, % 2. Содержание механических примесей	6-12 отсутствие	Используется для очистки светлых нефтепродуктов и газа от сероводорода и других сернистых соединений.
2. Катализатор ОМНИКАТ-360	спецификация фирмы "Грейс Девисон" в Европе "Вормс".	1. Фракционный состав, вес.%: 0-20 микрон0-40 микрон0-80 микрон0-149 микрон 2. Средний размер частиц, микрон	1 17 64 95 69	Применяется на реакторном блоке для крекирования вакуумного дистиллята.
3. Промотор ОГР-1	ТУ 38.1011259-89	1. Массовая доля платины, %, в пределах 2. Массовая доля железа, %, не более	0,05-0,07 0,15	Используется в качестве отдельной добавки к катализатору на установках каталитического крекинга.
4. Катализатор окисления КО-10	ТУ 38.401920-05	1. Насыпная плотность, г/см3, не более 2. Массовая доля потерь при прокаливании при 850 °С, %, не более 3. Массовая доля платины, % (в пересчете на прокаленный при 850 °С), в пределах	0,9 10,0 0,03-0,05	Используется в качестве отдельной добавки к катализатору на установках каталитического крекинга для окисления СО в СО2 в газах регенерации
5. Катализатор для связывания оксидов серы в газах регенерации ПС-17	ТУ 38.401-58-18-91	1. Насыпная плотность, г/см3, не менее 2. Массовая доля потерь при прокаливании при 8500С, % не более 3. Гранулометрический состав: массовая доля фракции крупнее 0,03 мм, %, не менее 4. Износоустойчивость, %, не менее 5. Удельная поверхность, м2/г, не менее	0,90 15,0 80 90 100	Применяется в Р-1,Р-2 для связывания оксидов серы в газах регенерации.
6. Нейтрализатор НАЛКО-ЕС 1197А	Спецификация фирмы NALCO Energy Cemicals (Великобритания)	1. Плотность при 160С, кг/м3 2. Температура кипения, 0С	975-995 90-110	Применяется для создания благоприятной среды (рН)
7. Ингибитор НАЛКО-ЕС 1021А	Спецификация фирмы NALCO Energy Cemicals (Великобритания)	1. Плотность при 160С, кг/м3 2. Вязкость при 200С, сСт 3. Температура застывания, 0С, не выше 4. Температура кипения, 0С	900-950 10-15 Минус 25 160 - 180	Используется для защиты оборудования и трубопроводов установки прямой перегонки нефти от коррозии
8. Аммиак водный технический	ГОСТ 9-92	Принимается по паспорту поставщика	-	Используется для приготовления 0,5-1% раствора для антикоррозионной защиты оборудования блоков АТ, КК.

2.2 Анализ технико-экономических и финансовых результатов деятельности предприятия за отчетный период

Таблица 3. Технико-экономические показатели работы нефтеперерабатывающего завода, тыс. тонн

№	Технико-экономические показатели	За 4 месяца 2012 года	За 4 месяца 2013 года
1	Переработка нефтяного сырья	5180,04	4876,791
2	Компонент бензина	1420,3	1480,2
3	Дизельное топливо	1875,8	1846,5
4	В том числе дизельное топливо летнее	1467,2	1386,3
5	дизельное топливо зимнее дизельное топливо экологически чистое	722,1	614,2
6	Авиационный керосин	240,6	57,2
7	Мазут	984,5	990,4
8	Кокс нефтяной	90,3	72,2
9	Нефтебитумы	42,9	80,2

Основываясь на данных, представленных в таблице 2 можно сделать выводы:

За 4 месяца 2013 года по сравнению с 2012 увеличилось производство компонентов бензина, мазута и нефтебитума. Сократились объемы производства по переработке нефтяного сырья, дизельного летнего топлива, дизельного зимнего топлива, авиационного керосина, кокса нефтяного. Снижение производства отдельных товаров связано со снижением спроса на них.

Так же видно, что снизилась численность сотрудников с 1890 до 1642 человек, при этом среднемесячная заработная плата увеличилась с 27300 до 30670 руб.

Таблица 3. Анализ затрат на производство 2013 г.

№	Статья затрат	План	Факт	Отклонение Млн.рублей
1	Реагенты	30	28	-2
2	Катализаторы	53	58	+5
3	Пар	156	138	-18
4	Вода	5	5	0
5	Электроэнергия	169	160	-9
6	Оборотная вода	231	226	-5
7	Заработная плата	296	293	-3
8	Эксплуатационное обслуживание и амортизация	1288	1278	-10
9	Внутризаводские переключения	98	87	-11
10	Цеховые	556	518	-38
11	Общезаводские	183	172	-11
12	Азот на продувку	17	17	0
	Итого:	3082	2980	-120

Выводы: Анализируя затраты на производство запланированные и фактические можно сделать вывод, что затраты по факту ниже на 120 млн. руб., запланированных затрат.

Таблица 4

№	Показатель	2012	2013
1	Объем переработки нефти НК «Роснефть»	10.97	13.55
2	Глубина переработки, %	72,2	66,7
3	Выпуск нефтепродуктов изнефти НК«Роснефть»	9,70	11,67
В том числе:
Бензин	1,70	2.48
Дизельное топливо	2,40	4,59
Керосин	0,27	0,20
Мазут	1,98	3,20
Прочая продукция	2,97	4,72

Нефть НК «Роснефть» - это нефть, добытая дочерними обществами НК «Роснефть», а также закупленная у зависимых обществ и третьих лиц.

Выводы: Объем переработки нефти значительно увеличился по сравнению с 2012 годом. Глубина переработки с каждым годом уменьшалась, что благотворно сказывается на производстве. В 2012 году она составила72,2%. Выпуск нефтепродуктов изнефти НК «Роснефть» увеличился: 9,70 млн. т. в 2012г., до 11,67 млн.т. в 2013г.

С 2012г. увеличилось производство бензина, дизельного топлива, мазута и прочей продукции. Дизельное топливо увеличилось в 2013 году на 2.19 млн. т. по сравнению с 2012 годом. Производство керосина резко снизилось с 0,27 в 2012 году до 0,20 млн. т. в 2013 году.

Раздел 3

3.1 Краткое описание реконструкции процесса

Увеличена производительность блока АТ и ВП(б) по нефти с 3 млн. т. в год до 4,5 млн. тон в год. Это достигнуто путем:

а) замены трех печей подогрева на печи с большей производительностью (1974-1979 г.).

б) смонтирована дымовая труба высотой 120 метров (1976 г.).

в) изменена схема подогрева сырой нефти перед колонной поз. К-1 для улучшения теплообмена (1985 г., 1995 г.).

г) произведена реконструкция вакуумной колонны поз. К-13 (1990 г).

д) Произведена реконструкция блока термокрекинга под блок АТ с производительностью 1,5 млн. т. в год (1989 г).

е) Демонтирована верхняя провальная решетка в регенераторе поз. Р-2 (1994 г.).

ж) Демонтирована беспровальная решетка в реакторе поз. Р-1 (1995 г).

з) Демонтирована нижняя провальная решетка, с заменой воздухораспределителя в регенераторе поз. Р-2 (1998 г.).

и) Произведена замена внутренних циклонов в реакторе поз. Р-1 (1999 г.).

к) Произведена замена внутренних циклонов в регенераторе поз. Р-2 (2000 г.)

л) Внедрение технологии крекинга в прямоточном реакторе (2003 г.).

м) Внедрение распределенной системы управления технологическим процессом блока КК (2003 г.).

н) Смонтирован котел - утилизатор поз. КУ-1 (2003 г.).

о) Модернизация газового нагнетателя поз. В-1/1 (2005 г.).

п) Смонтирована система противопомпажной защиты газовых нагнетателей поз. В-1/1,2 (2006 г.)

р) Смонтирована печь П-1/5 для подогрева сырья блока каталитического крекинга с приведением к требованиям правил ПБ и ОТ (2006 г.).

с) Модернизация атмосферного и вакуумного блоков установки ГК-3 (2007 г.).

3.2 Экологические мероприятия

Улучшение экологической ситуации на Ангарской промышленной площадке, вследствие исключения попадания нефтепродуктов с грунтовыми водами в реку Ангара. Исключение штрафных санкций за загрязнение реки Ангара. На предприятии осуществляется очистка сточных вод идущих из города Ангарска.

Выбросы вредных веществ в атмосферу в 2012 г. составили 30250,487 т., что на 2420,322 т. (7%) ниже, чем в 2013 г., выбросы твердых веществ снизились на 0,571 т. (0,5%), а жидких и газообразных веществ на 2110,051 т. (6%)

Снижение выбросов в атмосферу произошли в основном за счет снижения переработки нефти, снижения отгрузки продукции, снижения количества газа, сжигаемых на факелах, и мазута в технологических печах.

нефтехимический экономический финансовый управление

Заключение

ОАО «АНХК» - это одно из крупнейших предприятий города Ангарска Иркутской области. Нефтеперерабатывающий завод является одной из составляющих компании. Он является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.

Большое внимание уделяется экологическим аспектам. С каждым годом снижается влияние на окружающую среду.

Управление заводом высоко организовано, идет постоянный контроль по выполнению плана производства. Сотрудники проходят ежегодную аттестацию и обучение в Межрегиональном отраслевом учебном центре.

Анализ работы предприятия показал, что Нефтеперерабатывающий завод с каждым годом совершенствует свое производство, за счет внедрения новых современных способов производства, за счет сокращения издержек, открытия новых установок.

Пройдя практику в Ангарской нефтехимической компании «Роснефть», я научилась читать мнемосхемы, поняла принцип работы некоторых автоматизированных систем, научилась следить за оборудованием.

Список используемой литературы

1. Проектирование АСУТП: Методическое пособие Книга 1. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2006. - 544с.

2. Технологические процессы и производства (пищевая промышленность): учеб. Для вузов по направлению подгот. "Автоматизированные технологии и пр-ва" /Г.Д. Кавецкий. А.В. Воробьева. - М.: Колосс, 2006. - 336с.

3. Требования к выполнению электроустановок систем автоматизации в пожароопасных зонах РМ4-224-89

Размещено на Allbest.ru