Введение 7
1 Литературно-патентный обзор 9
1.1 Абсорбционная колонна 9
2 Технологическая часть 19
2.1  Общая характеристика и назначение производственного процесса 19
2.2 Влияние технологических параметров 20
2.3 Описание технологической схемы 23
2.4 Технологические расчеты 32
3 Автоматизация технологического процесса 48
3.1 Описание структурной схемы автоматизации 48
3.2 Описание функциональной схемы автоматизации 51
3.3  Выбор контролируемых, регулируемых и сигнализируемых параметров 53
3.4 Технические средства автоматизации 58
3.5 Расчет сужающего устройства 64
3.6 Описание схемы внешних соединений и плана трасс 69
3.7  Питание средств КИП 76
3.8 Монтаж средств КИП 77
4 Безопасность и экологичность проекта 78
5 Технико-экономические показатели 95
Список использованных источников 119

 
Введение

Установка предназначена для окончательной очистки дистиллятных и остаточных депарафинированных масел с целью улучшения их цвета, запа-ха, повышения стабильности к окислению и индекса вязкости, снижения со-держа¬ния серы, уменьшения коксуемости.
Основной задачей процесса гидроочистки смазочных масел, является удаление органических азотистых, сернистых и кислородсодержащих соеди-не¬ний.
Под процессом гидроочистки понимают процесс гидрогенизационной очи¬стки масла в среде водорода на поверхности катализатора при повышен-ных дав¬лениях и температуре. В ходе такого процесса также протекают хи-мические ре¬акции углеводородов в направлении гидрокрекинга, гидрирова-ния непредельных углеводородов, изомеризации парафиновых и нафтено-вых углеводородов[1].
Сырьем для получения смазочных масел являются дистиллятные и оста¬точные депарафинированные масла, являющиеся, как  известно, сложной смесью углеводородов различных групп, которые  подвергаются предвари-тельно селек¬тивной очистке фенолом, а остаточные - деасфальтизации про-паном или дуосол - очистке.
Очищенные масла являются компонентами для приготовления широ-кого ассортимента моторных и индустриальных масел, путем смешения их друг с другом, а также с присадками и загустителями. Гидроочистка позво-ляет также получать высококачественные турбинные и трансформаторные масла, что не¬возможно при контактной очистке.
Без очистки компонентов масел невозможно получить качественный продукт. Выпускаемый ассортимент масел используется практически во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. 
Блок регенерации водородсодержащего газа предназначен для удале-ния сероводорода из циркулирующего газа. Извлечение сероводорода из га-за производится путем абсорбции его 15%-ным  раствором моноэтанолами-на (МЭА). Основным аппаратом является тарельчатая абсорбционная ко-лонна с клапанными тарелками.
Очищенный в абсорбере водородсодержащий газ поступает на сме-шение со свежим газом и далее циркулирует по установке. Насыщенный рас-твор моноэтаноламина, отводимый с низа абсорбера, откачивается для реге-нерации. 
С точки зрения экологичности проекта, установка достаточно без-опасна. Для подогрева газосырьевой смеси до температуры реакции на уста-новке работают печи беспламенного горения. В качестве топлива использу-ется природный газ. В печах отсутствует химический недожог топлива, при-родный газ практически не содержит сероводород. Поэтому в продуктах сгорания печей, выбрасываемых в атмосферу, содержание вредных газов не-значительно[1].
В процессе производства не образуется твердых отходов, а жидкие отходы (отгон) сбрасываются в топливное кольцо завода и используются в составе котельного топлива.
Целью проекта является модернизация системы автоматизация уста-новки гидроочистки масла, замена устаревших пневматических приборов на новые микропроцессорные датчики.

 
1 Литературно-патентный обзор

В России для очистки углеводородных газов от сероводорода наибольшее распространение получил процесс очистки моноэтаноламином (МЭА), а за рубежом чаще используют диэтаноламин (ДЭА) и совсем редко из-за малой поглотительной способ¬ности, — триэтаноламин (ТЭА). Если принять погло¬тительную способность по отношению к сероводо¬роду у мо-ноэтаноламина за 100 %, то у диэтанол-амина она составит 40 %, у триэта-ноламина — меньше 15%. Правда, с повышением давления раство¬римость сероводорода быстрее увеличивается в три этаноламина, так что поглоти-тельные способности при повышении давления абсорбции начинают вы-равниваться.
Основными аппаратами этаноламиновой очистки газов являются абсорбер и десорбер колонного типа с насадкой или тарелками.

1.1 Абсорбционная колонна

Аппараты, в которых осуществляются абсорбционные процессы, называются абсорберами.
При абсорбционных процессах массообмен происходит на поверхно-сти соприкосновения фаз. Поэтому абсорберы должны иметь развитую по-верхность соприкосновения между газом и жидкостью. Исходя из способа создания этой поверхности, абсорбционные аппараты можно подразделить на следующие группы [2]:
- Поверхностные и пленочные
- Насадочные
- Барботажные (тарельчатые)
- Распыливающие
1.1.1 Поверхностные и пленочные абсорберы. В абсорберах этого ти-па поверхностью соприкосновения фаз является зеркало неподвижной или медленно движущейся жидкости, или же поверхность текущей жидкой плен-ки.
1.1.2 Поверхностные абсорберы. Эти абсорберы используют для по-глощения хорошо растворимых газов. В указанных аппаратах газ проходит над поверхностью неподвижной или медленно движущейся жидкости (рису-нок1.1.). Так как поверхность соприкосновение в таких абсорберах мала, то устанавливают несколько последовательно соединенных аппаратов, в кото-рых газ и жидкость движутся противотоком друг к другу. Для того чтобы жидкость перемешалась по абсорберам самотеком, каждый последующий по ходу жидкости аппарат располагают несколько ниже предыдущего. Для от-вода тепла, выделяющегося при абсорбции, в аппаратах устанавливают зме-евики, охлаждаемые водой или другим охлаждающим агентом, либо поме-щают абсорберы в сосуды с проточной водой.
Жидкость   Жидкость
Рисунок 1.1. Поверхностный абсорбер
Более совершенным аппаратом такого типа является абсорбер (рису-нок. 1.2.), состоящий из ряда горизонтальных труб, орошаемых снаружи во-дой. Необходимый уровень жидкости в каждом элементе 1 такого аппарата поддерживается с помощью порога 2.
 
Рисунок 1.2. Оросительный абсорбер:
- элемент абсорбера; 2 - сливные пороги.
Пластинчатый абсорбер (рисунок. 1.3.) состоит из двух систем каналов: по каналам 1 большого сечения движутся противотоком газ и абсорбент, по каналам 2 меньшего сечения - охлаждающий агент (как правило, вода). Пла-стинчатые абсорберы обычно изготавливаются из графита, так как он явля-ется химически стойким материалом, хорошо проводящим тепло.
 
Рисунок 1.3. Пластинчатый асорбер:
- каналы для прохождения газа и абсорбента;
- каналы для протекания охлаждающего агента.
Поверхностные абсорберы имеют ограниченное применение вследствие их малой эффективности и громоздкости[3].
1.1.3 Пленочные абсорберы. Эти аппараты более эффективны и ком-пактны, чем поверхностные абсорберы. В пленочных абсорберах поверхно-стью контакта фаз является поверхность текущей пленки жидкости. Различа-ют следующие разновидности аппаратов данного типа: 1) трубчатые абсор-беры; 2) абсорберы с плоско-параллелыюй или листовой насадкой; 3) абсор-беры с восходящим движением пленки жидкости.
Трубчатый абсорбер (рисунок. 1.4.) сходен по устройству с вертикаль-ным кожухотрубчатым теплообменником. Абсорбент поступает на верхнюю трубную решетку 1, распределяется по трубам 2 и стекает по их внутренней поверхности в виде тонкой пленки. В аппаратах с большим числом труб для более равномерной подачи и распределения жидкости по трубам используют специальные распределительные устройства. Газ движется по трубам снизу вверх навстречу стекающей жидкой пленке. Для отвода тепла абсорбции по межтрубному пространству пропускают воду или другой охлаждающий агент.
 
Рисунок 1.4. Трубчатый абсорбер:
- трубная решетка; 2 - трубы.
Абсорбер с плоскопараллельной насадкой. Этот аппарат представляет собой колонну с листовой насадкой в виде вертикальных листов из различ-ного материала (металл, пластические массы и др.) или туго натянутых по-лотнищ из ткани. В верхней части абсорбера находятся распределительные устройствадля равномерного смачивания листовой насадки с обеих сторон
Абсорбер с восходящим движением пленки (рисунок. 1.5) состоит из труб закрепленных в трубных решетках 2. Газ из камеры 3 проходит через патрубки 4, расположенные соосно с трубами 1. Абсорбент поступает в тру-бы через щели 5. Движущийся с достаточно большой скоростью газ увлекает жидкую пленку в направлении своего движения (снизу вверх), т. е. аппарат работает в режиме восходящего прямотока. По выходе из труб 1 жидкость сливается на верхнюю трубную решетку и выводится из абсорбера. Для от-вода тепла абсорбции по межтрубному пространству пропускают охлажда-ющий агент. Для увеличения степени извлечения применяют абсорберы тако-го типа, состоящие из двух или более ступеней, каждая из которых работает по принципу прямотока, в то время как в аппарате в целом газ и жидкость движутся противотоком друг к другу. В аппаратах с восходящим движением пленки вследствие больших скоростей газового потока (до 30- 40 м/сек) до-стигаются высокие значения коэффициентов массопередачи, но, вместе с тем, гидравлическое сопротивление этих аппаратов относительно велико.
 
Рисунок 1.5. Абсорбер с восходящим движением жидкой пленки:
- трубы; 2 - трубная решетка; 3 - камера;
- патрубок для подачи газа; 5 - щель для подачи абсорбента.

1.1.4 Насадочные абсорберы представляют собой колонны, загружен-ные насадкой из тел различной формы (кольца, кусковой материал, деревян-ные решетки и т. д.). Соприкосновение газа с жидкостью происходит в ос-новном на смоченной поверхности насадки, по которой стекает орошающая жидкость. Поверхность насадки в единице объема аппарата может быть до-вольно большой и поэтому в сравнительно небольших объемах можно со-здать значительные поверхности массопередачи.

 
Рисунок 1.6 - Насадочный абсорбер:
а - со сплошной загрузкой насадки; б - с послойной загрузкой насадки; 1 - поддерживающие решетки; 2 - насадка; 3 - устройство для распределения жидкости; 4 - перераспределитель; 5 - желоб; 6 - патрубок.

Течение жидкости по насадке носит в основном пленочный характер, вследствие чего насадочные абсорберы можно рассматривать как разновид-ность пленочных. В то же время между насадочными и пленочными абсор-берами, в том числе абсорберами с листовой насадкой, имеются различия. В пленочных абсорберах пленочное течение жидкости происходит по всей вы-соте аппарата, тогда как в насадочном - лишь по высоте элемента насадки. При перетекании жидкости с одного элемента насадки на другой пленка жидкости разрушается и на нижележащем элементе образуется новая пленка. Некоторая часть жидкости при этом проваливается в виде капель через рас-положенные ниже слои насадки.
При определенных условиях пленочное течение жидкости в насадоч-ных абсорберах нарушается, и контакт между газом и жидкостью осуществ-ляется в режиме барботажа.
Насадочный абсорбер (рисунок. 1.6.) состоит из колонны, в которой помещена поддерживающая решетка 1; на этой решетке уложен слой насадки 2. Орошающая жидкость подается на насадку при помощи распределитель-ного устройства 3. В показанном на рис. 6., а абсорбере насадка уложена сплошным слоем по всей высоте. Иногда насадку укладывают несколькими слоями, устанавливая под каждым слоем отдельные поддерживающие ре-шетки (рис. 6.,б). В некоторых случаях при послойной укладке насадки меж-ду отдельными4 для перераспределения жидкости.
Движение газа и жидкости в насадочных абсорберах обычно осуществ-ляется противотоком. Прямоток (нисходящий) применяют довольно редко. Однако в последнее время большое внимание уделяют созданию прямоточ-ных насадочных абсорберов, работающих с большими скоростями газа (до 10 м/с). При таких скоростях, которые в случае противотока недостижимы из-за наступления захлебывания, интенсифицируется процесс и уменьшаются габариты аппарата; гидравлическое сопротивление при прямотоке значи-тельно ниже, чем при противотоке.
Недостаток насадочных абсорберов - трудность отвода тепла в процес-се абсорбции. Обычно применяют циркуляционный отвод тепла, используя выносные холодильники. Предложенные конструкции абсорберов с внут-ренним отводом тепла при помощи помещенных в насадку охлаждающих элементов не получили распространения.

1.2 Системы автоматизации установок абсорбции

Абсорберы как объекты управления являются сложны¬ми объектами, для них характерно наличие больших инерционностей с запаздыванием практически по всем каналам регулирования[4]. Ярко выраженная распреде-ленность пара¬метров, что требует при автоматизации применения рас-пределенного контроля температуры по высоте абсорбера, а иногда и рас-пределенных регулирующих воздействий.
Абсорберы обладают свойством самовыравнивания, т.е. способно-стью приходить к новому установившемуся ре¬жиму после снятия возмуще-ния без вмешательства регуля¬тора. Это многоемкостные объекты, динамика которых описывается дифференциальными уравнениями не ниже второго порядка
В качестве объекта управления процессом абсорбции примем абсорб-ционную установку, состоящую из абсорб¬ционной колонны и двух холо-дильников — на линиях аб¬сорбента и газовой смеси (рисунок. 1.7).
Целью управления процессом абсорбции является:
- поддержание постоянства заданной концентрации из¬влекаемого компонента в обедненном газе;
- соблюдение материального и теплового баланса аб¬сорбционной установки;
- получение насыщенного абсорбента заданного со¬става.
Показателем эффективности процесса является кон¬центрация YK из-влекаемого компонента в обедненной сме¬си, а целью управления — достиже-ние определенного зна¬чения этой концентрации.
Показатель эффективности ф определяется следующим образом.
                                           (1.1)
Регулирование состава абсорбента, поступающего в абсорбционную колонну. Абсорбент, возвращаемый с участка десорбции, может содержать некоторое количест¬во компонентов газовой смеси, что значительно ухуд¬шает процесс абсорбции (рисунок 1.8).
 
Рисунок.1.7 Схема автоматизации процесса абсорбции:
Т-1, Т-2 холодильники; АК-1 — абсорбционная колонна

В этом случае необходимо постоянно выводить часть отработанного аб¬сорбента из системы и вводить такое же количество све¬жего. Это осу-ществляется в специальной емкости, уста¬навливаемой между абсорбером и десорбером. При этом состав абсорбента на входе в абсорбер стабилизиру-ют из¬менением расхода свежего абсорбента. Баланс между рас¬ходами свеже-го и отработанного абсорбента, выводимого из системы, поддерживается с помощью регулятора уров¬ня, воздействующего на расход сливаемого аб-сорбента.
 
Рисунок. 1.8 Схема регулирования состава абсорбента, поступающего в колонну.
Большинству промышленных объектов химической технологии свой-ственны значительное чистое (транспорт¬ное) запаздывание и большие поте-ри времени (обуслов¬ленные высокой инерционностью объектов). В этих случа¬ях даже при оптимальных постройках регуляторов одно¬контурных АСР характеризуются большими динамиче¬скими ошибками, низкой часто-ты регулирования и дли¬тельными переходными процессами. Для повыше-ния каче¬ства регулирования необходим переход от одноконтурной АСР к более сложным системам, использующим дополни¬тельные импульсы по возмущениям или вспомогательным выходным координатам (многоконтур-ные системы регу¬лирования).
В зависимости от характера корректирующего импуль¬са различают следующие многоконтурные АСР: комбини¬рованные, сочетающие обычный замкнутый контур регу¬лирования с дополнительным каналом воздействия, по ко¬торому через динамический компенсатор вводится им¬пульс по возму-щению; каскадные - двухконтурные замкнутые АСР, построенные на базе двух стандартных регу¬ляторов и использующие для регулирования кроме основ¬ной выходной координаты дополнительный промежуточ¬ный выход; с дополнительным импульсом по производной от промежуточной выходной координаты.
Если в объект поступают возмущения в виде изме¬нения состава и рас-хода исходной смеси, то расход абсор¬бента целесообразно изменять в зави-симости от этих па¬раметров, т. е. использовать регулирование по возмуще-нию. На схеме (рисунок 1.9.) показана двухконтурная система, осуществля-ющая такое регулирование.
 
Рисунок 1.9 Контур регулирования по возмущению при пере¬менных расходе и составе исходной смеси
Благодаря использованию многоконтурных систем можно значитель-но улучшить качество регулирования процесса и при наличии других воз-мущений.
В качестве вспомогательных параметров выбирают:
- расход абсорбента - при регулировании концентра¬ции извлекае-мого компонента в обедненной смеси;
- расход хладоносителя - при регулировании темпе¬ратур газовой смеси и абсорбента, выводимых из холо¬дильников;
- расход насыщенного абсорбента - при регулирова¬нии уровня.
Основным управляющим воздействием, поддержи¬вающим постоян-ство концентрации извлекаемого компонента в обедненном газе, является из-менение расхода свежего абсорбента.

 
2 Технологическая часть

2.1  Общая характеристика и назначение производственного процесса

2. 1.1 Гидродоочистка и гидрооблагораживание
Принципиальное отличие гидрогенизационных процессов от  всех прочих заключается в том, что они обеспечивают необходимое качество продуктов не удалением малоценных или вредных компонентов, а их хими-ческим  преобразованием[5].
Рассмотрение реакций серосодержащих соединений с водородом пока-зывает, что оно ведет к разложению молекулы с разрывом связей углерод - сера  и  образованию  соответствующего  углеводорода  (алифатического, нафтенового, нафтен -ароматического или ароматического) и сероводорода.
  В одинаковых условиях степень превращения соединений  различных типов различна. Глубина очистки от серосодержащих соединений зависит от молекулярной массы сырья: с ее увеличением обессеривание протекает труд-нее. Поэтому более вязкие фракции необходимо обессеривать в более  жест-ких условиях.
2.1.2. Азотсодержащие соединения
Гидрирование азотсодержащих соединений идет с разложением моле-кулы гетеросоединения в результате разрыва связей углерод - азот и сопро-вождается образованием молекулы аммиака и соответствующего углеводо-рода. В этом смысле реакции азотсодержащих  соединений сходны с реакци-ями гидрирования серы.
Существенное различие заключается в том, что соединения  азота за-метно более устойчивы в условиях гидрирования, разложение  их наступает при более высоких температурах и давлениях. С увеличением молекулярной массы  устойчивость соединений падает, так    что разложение высокомоле-кулярных соединений азота наблюдается уже при простом нагревании.

2.1.3. Кислородосодержащие соединения
Гидрирование кислородосодержащих соединений идет с разрывом связей углерод - кислород и образованием углеводородов и воды. Жестких условий для гидрирования кислородосодержащих соединений не требуется, очистка масляных фракций от этих соединений не вызывает затруднений.
Основное количество высокомолекулярных веществ в сырье для про-изводства масел составляют смолы. Большая молекулярная масса  и значи-тельное содержание кислорода, азота и серы обуславливают относительно легкое разложение смол в условиях гидрогенизационных процессов.
При этом образуются углеводороды различных групп и соединения  гетероатомов с водородом - вода, аммиак и сероводород.
При переработке различных видов сырья, глубина превращения каж-дого из компонентов в значительной мере зависит от состава сырья, т.е. от присутствия в зоне реакции других компонентов. Взаимное влияние присут-ствующих в сырье соединений, связано с их различной способностью адсор-бироваться на поверхности катализатора. Глубина превращения  компонен-тов сырья и направление  основных реакций определяются условиями  про-цесса и видом катализатора.

2.2 Влияние технологических параметров

2.2.1 Катализаторы
В промышленных условиях для процесса гидроочистки масел приме-няются:
КДМ-1 - экструдированный катализатор гидродепарафинизации масел, представляющий собой бицеолитную композицию из редкоземельного цео-лита типа У с содержанием оксидов от 12 до 20% масс., сверхвысоко кремне-земного цеолита, оксихлорида алюминия, оксидов никеля и молибдена.
ГР-24М - катализатор гидрооблагораживания масляных рафинатов с целью получения высокоиндексных масел.
ГМ-85 - представляет собой алюмоникельмолибденовый контакт, по-лученный на основе широкопористого оксида алюминия, осажденного не-прерывным методом из раствора алюмината натрия азотной кислотой, ста-билизированного силикатом натрия, триэтиленгликолем и аммиаком.
АКМ - алюмокобальтмолибденовый катализатор, который состоит из активных компонентов: закиси кобальта и трехокиси молибдена, нанесенных на окись алюминия, предназначен для гидрообессеривания деп. масел.
АНМ – алюмоникельмолибденовый катализатор для обессеривания дизельного топлива, представляющий собой закись никеля, трехокись мо-либдена и двуокись кремния, нанесенные на носитель (окись алюминия).
2.2.2 Температура
 Реакции гидрирования сернистых, азотистых соединений протекают при определенных температурах. Выбор температуры зависит от состава и качества сырья, а также от заданного качества получаемой продукции. При гидроочистке деп. масел наиболее распространен интервал температур 280-320°С. С повышением температуры избирательность процесса снижается, увеличивается выход легких продуктов и соответственно уменьшается выход целевых продуктов. Вместе с тем увеличиваются отложения кокса на катали-заторе, что сокращает срок его службы.
2.2.3  Давление
         С повышением давления в системе глубина сероочистки возрастает за счет увеличения парциального давления водорода: ослабляется реакция де-гидрирования нафтеновых углеводородов, увеличивается насыщение олефи-нов и гидрогенизация ароматических углеводородов и, наконец, уменьшает-ся закоксовывание катализатора.
При существенном повышении общего давления часть сырья, даже сравнительно легкого, поступает в реактор в жидком состоянии. Исследова-ния, проведенные на установке
№ 39, показывают, что увеличение общего давления с 20 до 30 - 40 атм. при-водит к  значительному уменьшению коксуемости и содержанию серы в ди-стиллятах. При этом, имеет место улучшение цвета и стабильности масел. Дальнейшее повышение общего давления уже не вызывает значительного улучшения качества масел, а расход водорода при этом  выше, в основном,  за счет большей растворимости его в гидрогенизатах масел. На основании исследовательских данных, оптимальным общим давлением процесса гидро-очистки масел, при содержании водорода в циркулирующем газе в пределах от 75 до 85 % об., принято 35 атм.
2.2.4   Объемная скорость подачи сырья
Объемной скоростью подачи сырья называется отношение объема сы-рья, подаваемого в реактор в единицу времени, к объему катализатора. Оп-тимальной объемной скоростью для гидроочистки масел является 1,5 ч-1. С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в ре-акционной зоне, т.е. время контакта его с катализатором, что приводит к снижению степени гидроочистки. При уменьшении объемной скорости соот-ветственно увеличивается время контакта сырья с катализатором и, как след-ствие, возрастает глубина очистки, однако производительность установки уменьшается и значительно повышается степень закоксовывания катализато-ра.
Легко гидрируемые соединения (меркаптаны и дисульфиды) в значи-тельной мере удаляются из дистиллятов даже при высоких значениях объем-ной скорости. Сульфиды же плохо подвергаются конверсии при обычных условиях гидрообессеривания, поэтому от них можно избавиться при повы-шенной  концентрации водорода в ВСГ с относительно низкой объемной скоростью подачи сырья.
Вывод: при гидроочистке легких дистиллятов, объемная скорость мо-жет быть значительно выше, чем при гидроочистке тяжелых фракций.
2.2.5 Кратность циркуляции водородсодержащего газа
Процессы гидроочистки в промышленной практике осуществляют с избыточным количеством водорода, учитывая, что с ростом его парциально-го давления, скорости реакций повышаются.
Существует оптимальная кратность циркуляции водородсодержащего газа, определяющаяся как отношение объема газа в м3 на 1м3 жидкого сырья. Если подача молекулярного водорода в реактор  недостаточная, то степень обессеривания сырья при малой кратности циркуляции будет низкой. Также снижается степень обессеривания при расходе газа выше оптимального, но с прежней пропускной способностью реактора по сырью, что связано с уменьшением длительности контакта его с катализатором. По результатам проведенных исследований оптимальной кратностью для гидроочистки лег-кого и среднего масел является 300 м3/м3 и 500 м3/м3 для остаточного масла при концентрации водорода в циркулирующем газе не менее 75%.
2.2.6 Чистота циркулирующего газа
Для гидроочистки используют водородсодержащий газ, концентрация водорода в котором, обычно составляет от 75 до 86%-объемных, остальное - метан, этан и другие углеводороды. Такая концентрация водорода в свежем газе достаточная для осуществления  процесса гидроочистки. В циркулиру-ющем на установке газе содержание водорода обычно несколько ниже, но не менее 78 %-об. Газообразные углеводороды, образующиеся в реакторе, при-соединяются к  поступающим извне балластным газам (в составе свежего га-за). Часть этих газов абсорбируется жидким гидрогенизатом в сепараторе высокого давления и вместе с ним выводится из реакторного блока установ-ки гидроочистки. Поэтому состав свежего и циркулирующего газов неодина-ков[6].
Накопление в циркулирующем газе легких углеводородов вызывает необходимость удаления части его из системы и восполнения ее дополни-тельным количеством свежего газа. Удаляемые газы принято называть газа-ми отдува. С уменьшением концентрации водорода в  циркулирующем газе понижается парциальное давление водорода, а следовательно, степень обес-серивания сырья. Кроме того, сокращается длительность рабочего пробега установки, так как катализатор приходится регенерировать чаще.

2.3 Описание технологической схемы

Исходное сырье из резервуаров забирается насосами и  подается на статический смеситель с водородосодержащим газом. Постоянство расхода сырья на установку регулируется контуром 4, клапан которого установлен на линии подачи масла к тройнику смешения.
Водородсодержащий газ поступает в емкость 2, где от него отделяется жидкая фаза. С данной емкости газ поступает на прием компрессора, затем газ сжимается до давления 45-55 кгс/см2 и поступает на тройник смешения с маслом. Количество водородсодержащего газа по отношению к сырью под-держивается примерно 1 к 500-600 м3/час.
Газосырьевая смесь при давлении до 55 кгс/см2 поступает в межтруб-ное пространство теплообменника 3,  где нагревается до 130…1500C за счет охлаждения   гидроочищенного масла, поступающего от реактора 5 к сепа-ратору 6.
Окончательный нагрев газосырьевой смеси до температуры реакции 330-370С осуществляется в печи 4.
Температура газосырьевой смеси на выходе из печи регулируется с коррекцией по давлению  газа на форсунки.
Нагретая газосырьевая смесь из печи поступает в реактор 5, где про-исходит реакция. Температура процесса непосредственно в реакторе контро-лируется контурами 13, 14, 15.
Перепад давления в реакторе контролируется контуром 16. Увеличе-ние гидравлического сопротивления катализатора с одновременным увели-чением содержания серы в продукте после реакторов указывает на снижение активности катализатора.
Горячая смесь очищенного масла (гидрогенизата) с избыточным во-дородом и побочными продуктами реакции проходит предварительно через трубное пространство теплообменника 3, где отдает тепло исходной смеси и с темперетурой 200 – 2700С  поступает в первый высоко-температурный се-паратор высокого давления  6 для отделения жидкого гидрогенизата от па-ров углеводородного газа.
Пары водородсодержащего газа с верха сепаратора 6 поступают в АВО 10, где охлаждаются до 600С и поступают во воторой низко-температурный сепаратор высокого давления 9, где происходит дополни-тельное отделение жидкого гидрогенизата от газов.
Газ с верха сепаратора 9 - циркуляционный водородосодержащий газ поступает в абсорбер 11 для очистки от сероводорода.
Гидрогенизат из сепаратора 6 самотеком перетекает в отпарную ко-лонну 7,  предназначенную для отгонки  легких фракций и удаления основ-ной части сероводорода, растворенного в гидрогенизате.
Уровень в сепараторе 6 поддерживается контуром 20. Низкий уро-вень  сигнализируется, чтобы  не допустить прорыва газов в систему низкого давления.
Отогнанные в отпарной колонне 7 легкие фракции поступают в топ-ливное кольцо завода.
С низа отпарной колонны 8 масло, содержащее влагу, самотеком по-ступает в колонну вакуумной сушки 8.
В колонне с помощью вакуумсоздающей системы поддерживается остаточное давление 100…300 мм.рт.ст., которое обеспечивает   испарение влаги из масла. Давление в колонне 8 регулируется контуром 25 клапан ко-торого установлен на вакуумной линии.
Гидроочищенное масло с низа колонны 8 забирается насосом 14 и по-дается на блок фильтрования для дальнейшей очистки масла.
Несконденсировавшиеся газы из сепаратора 9 поступают в абсорбер 11 для очистки от сероводорода.
Извлечение сероводорода из газа производится путем абсорбции его 15 %   раствором моноэтаноломина (МЭА). Средняя температура в абсорбе-ре 60 С, давление не более 38 кгс/см2.
Очищенный газ из верхней части абсорбера 11 поступает  в водород-ное кольцо завода, а затем в емкость 2 и на прием компрессоров.
Неочищенный раствор моноэтаноламина, отводимый с низа абсорбе-ра 11, с образовавшимися сульфидами и бисульфидами, подается на регени-рацию на установку №17.
 
2.3.1 - Характеристика  исходного  сырья,  реагентов,  катализаторов, изготавливаемой  продукции и вспомога-тельных материалов.
Таблица 2.1
Наименование  Номер ГОСТа, ТУ, ОСТ, СТП Показатель качества,
обязательный для проверки  
Норма Область
применения
1 2 3 4 5
1. Исходное сырье
1.1. Масло остаточное депарафиниро-ванное  СТП
019902-401174-91 1. Температура застывания, С, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже минус 15

220 
1.2. Масло остаточное депарафиниро-ванное для производства
МС-20 СТП
019902-401006-94 1. Температура застывания, С, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже минус 18

250 
1.3. Масло остаточное депарафиниро-ванное для производства
КМ-22    
1.4. Масло остаточное депарафиниро-ванное для производства
К 2-24    
1.5. Масло депарафинированное для производства масла SAE 30  СТП
019902-401095-99 1. Температура застывания, С, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже  минус 15

220 
1.6. Депмасло дистиллятное средне-вязкое высокоиндексное для произ-водства базового масла
SAE 20 СТП
019902-401088-98 1. Температура застывания, С, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже  минус 15

200 
1.7. Масла дистиллятные депарафини-рованные
а) депмасло из II в/погона СТП
019902-401175-93 1. Температура застывания, С, не выше
2. Темп. вспышки, опр.в закр. тигле, С минус 15
не ниже 180 

Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4 5
б) депмасло из III в/погона СТП
019902-401175-93 1. Температура застывания, С, не выше
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже минус 15

190 
2. Реагенты
2.1. Раствор моноэтаноламина (МЭА) регенерированный СТП
019902-401118-2001 1. Содержание сероводорода, %(вес.), не более
2. Содержание моноэтаноламина, % 
0,42
12-15 
Для очистки ВСГ от  H2S
2.2. Раствор моноэтаноламина (МЭА) насыщенный СТП
019902-401117-2001 1. Содержание сероводорода, %(вес.), не более
2. Содержание моноэтаноламина, % 
2,7
не норм. 
2.3. Инертный газ СТП
019902-401049 С установки № 46:
1. Содержание кислорода, %-об., не более
2. Содержание окиси углерода, %-об., не более
3. Содержание двуокиси углерода, %-об.,  не более
4. Объемная доля водяного пара в инерт-ном газе, %, не более
С установки № 47:
1. Содержание кислорода, %-об., не более
2. Содержание окиси углерода, %-об., не более 
1,0

0,5

10,0

0,1

0,7

0,1 
2.4. Газ водородсодержащий в системе гидроочистки СТП
019902-401049-94 1. Содержание водорода, %-об., не менее
2. Содержание сероводорода, %-об., не бо-лее
3. Содержание влаги, ррm, не более 75

0,005
50 
2.5. Газ водородсодержащий концен-трированный из К-201 установки концентрирования водорода СТП
019902-401100-97 1. Содержание водорода, %-об., не менее
2. Содержание сероводорода, %-об., не бо-лее 90

0,01 

Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4 5
3. Катализаторы
3.1. Катализатор гидроочистки
ГР-24М ТУ
2177-012-001519-11-97 1. Массовая доля активных компонентов, %-масс.:
- закиси никеля (NiO)
- трех окиси молибдена (МоОЗ)
- трех окиси вольфрама (WOЗ)
2. Массовая доля примесей, %, не более
- окиси натрия (Na2O)
3. Индекс прочности на раскалывание, кг/мм, не менее
- средний
- минимальный
4. Размер гранул, мм, диаметр
5. Насыпная плотность, г/см3
6. Массовая доля пыли и крошки, %
7. Удельная поверхность, м2/г, не менее
8. Обессеривающая активность*, %, не менее
9. Содержание влаги (ррm при 500°С±5°С), %масс., не более 

4-6
14-16
1-4

0,1

2
1,0
2,02,6
0,65-0,8
не более 1,5
140

90

4,0 для гидрооблаго-раживания масля-ных фракций с це-лью получения высокоиндексных базовых масел.
3.2. Алюмокобальтмолибденовый АКМ ТУ
38.101194-90 1. Размер гранул, мм
- длина
- диаметр
2. Содержание активных компонентов %, не менее
- закиси кобальта
- трехокиси молибдена
3. Содержание вредных примесей, %, не более
- окиси железа
- окиси натрия 
4,0-7,0
4,0-5,5

4,0
12,0

0,16
0,08 катализатор про-цесса гидроочист-ки
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4 5
3.3. Алюмоникельмолибденовый АНМ ТУ
38.101192-77 1. Содержание активных компонентов:
а) закиси никеля, %, не менее
б) трехокиси молибдена, %, не менее
в) двуокиси кремния, %
2. Содержание вредных примесей:
а) окись натрия, %, не более
б) окись железа, %, не более
3. Насыпная плотность, г/см3
4. Содержание влаги, удаляемой при 650С (ppm), %, не более
5. Размеры экструдатов (гранул)
- длина, мм
- диаметр, мм
6. Индекс прочности, кг/мм
- средний, не менее
7. Удельная поверхность, м2/г, не менее
8. Содержание пыли, крошки, %, не более
9. Относительная активность по обессери-ванию , не менее  
4,0
12,0
5,0-7,0

0,2
0,13
0,74-0,84

2,5

4,0-7,0
4,0-5,5

1,2
100
2,5

93 применяется для процесса гидро-очистки
3.4. Катализатор гидродепарафиниза-ция масел КДМ-1 ТУ
38.40172-87
 1. Насыпная плотность, кг/м3, не менее
2. Коэффициент прочности, кг/мм
- средний, не менее
3. Диаметр гранул, мм
4. Массовая доля пыли и крошки %, не бо-лее
5. Объём пор, см3/г, не менее
6. Массовая доля закиси никеля, %
7. Массовая доля оксидов, %, не более
- молибдена
- кремния
- натрия 600

1,2
1,5-3,0

2,0
0,4
4,0-5,5

10-15
40-55
0,25 для получения низкозастываю-щих индустриаль-ных масел И-5А. И-12А и для сни-жения температу-ры застывания прямогонных мас-ляных фракций.
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4 5
3.5. Катализатор гидрооблагоражива-ния масляных фракций
 ГM-85
 ТУ
38.40173-87 1. Насыпная плотность, кг/м3, не менее
2. Диаметр гранул, мм
- в форме цилиндра
- в форме трилистника
3. Массовая доля закиси никеля, %
4. Массовая доля оксидов, %, не более
- молибдена
- кремния
- натрия
5. Средний коэффициент прочности, кг/мм
6. Массовая доля потерь при прокалива-нии при 550С, %, не более
7.Удельная поверхность, м2/г
8. Массовая доля пыли и крошки (опреде-ляется на сите с ячейкой 1 мм), %, не более
 550

1,5-4,0
2,0-4,0
4,0-5,5

13,5-16,5
0,1-1,5
0,3
не менее 1,5

12
130-200

2,0
 для гидрообессе-ривания масляных фракций
4. Готовая продукция
4.1. Компонент масел остаточный

 СТП
019902-401183-94 1. Цвет на колориметре ЦНТ, ед. ЦНТ, не более
2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, С, не ниже
3. Содержание механических примесей
4. Содержание воды 7,0

230
отс.
отс. 
4.2. МС-20  ГОСТ 21473-76 1.Вязкость кинематическая при 100°С, сСт, не менее
2. Зольность, % не более
3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже
4. Температура застывания, °С, не выше
5. Цвет, ед. ЦНТ, не более
6. Кислотное число, мг КОН/г, не более 
20,5
0,003

265
минус 18
7
0,29 
Продолжение таблицы 2.1
1 2 3 4 5
4.3. Масло кабельное средневязкое КМ-22 ТУ 38.301-29-26-89 1.Вязкость кинематическая при 100°С, сСт, не менее
2. Зольность, % не более
3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже
4. Температура застывания, °С, не выше
5. Коксуемость, %, не более
6. Кислотное число, мг КОН/г, не более 
22
0,007

270
минус 10
0,6
0,03 
4.4. Масло компрессорное К-2-24 ТУ 38.401-58-43-92 1.Вязкость кинематическая при 100°С, сСт
2. Зольность, % не более
3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже
4. Температура застывания, °С, не выше
5. Цвет, ед. ЦНТ, не более
6. Кислотное число, мг КОН/г, не более
7. Массовая доля серы, %, не более 21-25
0,06

270
минус 10
7,5
0,35
0,5 
4.5. Масло базовое SAE-30 СТП 
019902-401096-99 1.Вязкость кинематическая при 100°С, сСт
2. Коксуемость, %, не более
3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, °С, не ниже
4. Температура застывания, °С, не выше
5. Цвет, ед. ЦНТ, не более
6.  Массовая доля серы, %, не более 10,5 - 12,0
0,1

230
минус 15
1,5
0,3 
4.6. Масло базовое средневязкое SAE-20 СТП
019902-401089-98 1.Вязкость кинематическая при 100°С, сСт
2. Коксуемость, %, не более
3. Темп. всп., опр. в откр. тигле,°С,не ни-же
4. Температура застывания, °С, не выше
5. Цвет, ед. ЦНТ, не более
6. Испаряемость по NOAСК, %
7. Содержание мех. примесей, не более
8. Содержание воды, не более  6,5-7,54
0,05
215
минус 15
1,0
не норм.
отс.
отс. 
 
2.4 Технологические расчеты

Исходные данные:
Производительность установки по  сырью  -                          391,3 кг/ч.
Состав газа приведен в таблице № 2.1
Температура газового сырья при вводе в аппарат  -                      40 C
Температура регенерированного водного раствора МЭА   -         44 C
Давление  в аппарате  -                                                                 3,5 МПа
Состав регенерированного раствора МЭА представлен в таблице  2.2
(содержание сероводорода  не должно превышать 0,0015 об. долей.)
Таблица  2.2 Состав газового сырья абсорбера
Компонент Содержание в сырье Gci,
% (масс.) Количество Gci, кг/ч Содержание в сырье yi,
% (об.) Количество
Vci, м3/ч Мольная
масса
Мi
СН4 71,4 279,4 81,8 12650 16
С2Н6 10,1 39,52 6,2 958,8 30
С3Н8 8,3 32,47 3,4 525,8 44
С4Н10 9,2 35,99 2,9 448,4 58
Н2 0,6 2,35 5,5 850,5 2
Н2S 0,4 1,56 0,2 30,9 34
Итого 100 391,3 100 15464,6 

Таблица 2.3 Состав регенерированного водного раствора МЭА
Компонент Молекулярная
масса  М Содержание Сi ,
масс. доли.
Н2О 18,0 0,8499
МЭА 61,1 0,1500
Н2S 34,0 0,0001
Итого  1,0000

2.4.1  Материальный баланс абсорбера.
 Количество раствора моноэтаноламина, циркулирующего в единицу времени, определяется в зависимости от расхода сырья Vc = 15464,6 м3/ч  и  содержания сероводорода  = 0,2 % (об.).                         
Количество раствора МЭА в единицу времени найдем из графика
Vp = 2 м3/ч, тогда
Ap = Vpp = 2 · 988 = 1996  кг/ч                                          (2.1)
где p - плотность 15 %-ного  водного  раствора МЭА при темпера-туре  входа в аппарат tp = 40C. Расчет мольного состава регенерирован-ного раствора МЭА представлен в таблице  2.4
Таблица 2.4 Расчет мольного состава регенерированного раствора МЭА
Компонент Мольная Количество Содержание Mi c'i
  масса, Мi gi, кг/ч ni=gi/Mi,
кмоль/ч c'i=gi/gi,
масс. доли c'i =ni/ni,
мольн.доли 
Н2О 18,0 1696,4 94,2 0,8499 0,9505 17,11
МЭА 61,1 299,4 4,9 0,1500 0,0494 3,01
Н2S 34 0,2 0,006 0,0001 0,0001 0,013
Итого:  1996  99,1 1,000 1,0000 20,13

Расчет количества неочищенного газа приведен в таблице 2.5
Таблица 2.5 Расчет состава неочищенного газа
Ком-понент Моль-ная  масса
Мi Кол-во
Vci,
м3/ч Содержание
y'ci=Vci/Vci
мольн. доли Mi  y'ci Количество
 ,
кг/ч Содержание
 ,
масс. доли
1 2 3 4 5 6 7
CH4 16 12650 0,818 13,09 279,4 0,715
C2H6 30 958,8 0,062 1,86 39,52 0,102
C3H8 44 525,8 0,034 1,49 32,47 0,081
C4H10 58 448,4 0,029 1,68 35,99 0,092
H2 2 850,5 0,055 0,11 2,35 0,006
H2S 34 30,9 0,002 0.07 1,56 0,004
Итого 15464,6 1,000 18,3 391,3 1,000

Количество метана и этана, растворившихся в единицу времени, равны: 
                              (2.2)
                               (2.3)
где   и   – растворимость   метана и этана в воде при температуре t  и нормальном давлении, м3/м3;  = 1,696 м3/ч – объемный расход во-ды в водном растворе моноэтаноламина;  t -  температура, при которой происходит растворение,С.
Примем температуру,  при которой происходит растворение угле-водородов, равной  t = 40С, тогда:
 = 0,02369  1,696     +273 = 0,04 м3/ч
 = 0,02915  1,696   = 0,043 м3/ч
Расходы метана, этана и сероводорода в очищенном газе равны :
 =  –  = 12650 – 0,04 = 12649,9 м3/ч            (2.4)
 =  –  = 958,8 – 0,043 = 958,76 м3/ч         (2.5)
 =    = 30,9  0,0015 = 0,046 м3/ч                    (2.6)
Расчет состава очищенного газа дан в таблице  2.6
Таблица 2.6 Расчет состава очищенного газа
Компо-нент Моль-ная мас-са, Мi Кол-во Vi, м3/ч Содержание
y'i=Vi/Vi мольн.доли Miyi Количество
 
кг/ч Содержание
 ,
масс. доли
СН4 16 12606,8 0,8194 13,12 284,38 0,7305
С2Н6 30 950,8 0,0618 1,85 40,09 0,1030
С3Н8 44 532,3 0,0346 1,13 24,48 0,0629
С4Н10 58 447,7 0,0291 1,74 37,73 0,0969
Н2 2 847,7 0,0551 0,12 2,6 0,0067
Н2S 34 0,2 0,0000 0,00 0,02 0,0000
Итого: 15385,5 1,0000 17,96 389,3 1,0000
 
Расход газов, поглощенных раствором МЭА, равен, кг/ч:

Gк = Gci - Gi  = 391,3 – 389,3 = 2 кг/ч                           (2.7)

Расход насыщенного сероводородом водного раствора МЭА равен, кг/ч:
Ан = Ар + Gк = 1996 + 2 = 1998 кг/ч       (2.8)

Материальный баланс абсорбера представлен в таблице 2.7

Таблица 2.7- Материальный баланс абсорбера
Поток, поступающий в абсорбер Количество, кг/ч Поток, выводимый из абсорбера Количество, кг/ч
Неочищенный газ Vc 391,3 Очищенный газ V 389,3
Регенерированный рас-твор МЭА Ар 1996 Насыщенный раствор МЭА  Ан 1998
Итого 2387,3 Итого 2387,3

2.4.2 Диаметр абсорбера
Диаметр абсорбера в наиболее нагруженном нижнем его сечении рассчитаем по формуле:
 ,                                 (2.9)
где  L – расход насыщенного абсорбента из аппарата, кг/с;
æ – плотность насыщенного абсорбента, кг/м3;
Ко – коэффициент для клапанных тарелок  (Ко = 0,3);
С – коэффициент для абсорберов при расстоянии между тарелками, равном 0,4 м (С = 320);
G – расход газового сырья в аппарат, кг/с;
п – плотность газового сырья, кг/м3;
Расход насыщенного абсорбента:
L = 1998 / 3600 = 0,58 кг/с
Плотность насыщенного водного раствора МЭА при температуре tн = 52С найдем по содержанию в нем МЭА
хн = 289,9 · 100/1998 = 14,4 %
Тогда имеем  ж = 989 кг/м3.
Расход газового сырья в аппарат:
G = 391,3 / 3600 = 0,108 кг/с.
Плотность газового сырья при температуре tс = 40С и давлении
 = 3,95 МПа равна
  кг/м3 (1.10)
Диаметр абсорбера равен:
   = 0,9 м
Числовое значение диаметра абсорбера принимается равным Dа=1,0 м.
Правильность принятия числового значения диаметра аппарата должна подтвердиться расчетом работоспособности тарелок.
2.4.3  Расчет работоспособности клапанных тарелок
2.4.3.1 Сопротивление тарелки потоку газа.
Сопротивление (Па) клапанной тарелки потоку газа рассчитаем по формуле
      (2.11)
где     - коэффициент сопротивления сухой тарелки;
wог- скорость газа в отверстии под клапаном, м/с;
h' - высота сливной перегородки, м;
h'' - подпор жидкости над сливной перегородкой, м;
Р - сопротивление, связанное с действием сил поверхностного              натяжения, Па.
При полностью открытых клапанах коэффициент сопротивления су-хой тарелки равен     = 1,72.
Скорость газа в отверстиях тарелки рассчитывается по формуле
wог = G /( gп f )                                                    (2.12)
где f – площадь сечения отверстий в тарелке, м 2.
Размеры  клапанных тарелок регламентированы ОСТ 26-02-1401-76, откуда  для однопоточной тарелки типа А диаметром  Dт = 1,0 м при доле живого сечения тарелки Fж = 0,149 м2 / м2 найдем   f = 0,12 м2
Тогда
wог = 0,108 / (35  0,23) =   1,25 м/с.
Высота сливной перегородки у клапанных тарелок может быть 0,03-0,04 м. Принимаем h' = 0,04 м.   
Подпор жидкости над сливной перегородкой определяется по фор-муле:
h'' = 0,0029(G/В) 2/3,                                 (2.13)
где В – периметр слива  (В = 0,84);
h'' = 0,0029 (5,27/0,84) 2/3 = 0,01 м.
Сопротивление, связанное с действием сил поверхностного натяже-ния жидкости
Р = 4/dэ,                                           (2.14)
где   - поверхностное натяжение жидкости, Н/м (  = 0,054 Н/м);
dэ – эквивалентный гидравлический диаметр щели под клапаном, м.
Для клапанных тарелок
dэ = 2 hк = 2  0,01 = 0,02 м,                                   (2.15)
где  hк – высота поднятия клапана, м (равна 0,01 м).
Следовательно
Р = 4  0,054 / 0,02 = 10,8 Па.
Подставив в формулу для расчета сопротивления тарелки числовые значения величин, получим:

  Па
Сопротивление клапанных тарелок находится в пределах 450-800 Па.
2.4.3.2 Скорость газа в отверстиях тарелки.
 Условие открытия клапана на орошаемой жидкостью тарелке:
wо > wог                                                                        (2.16)
где   wо  -  скорость газа (в м/с), определяемая по формуле:
 ,                                        (2.17)
где  g –ускорение свободного падения, м/с2 ( 9,81 м/с2);
Gк – масса стального клапана, кг (0,035 кг);
Gж – масса цилиндрического столбика жидкости над клапаном, кг;
fкл – площадь клапана, на которую действует давление газа, м2;
Массу цилиндрического столбика жидкости над клапаном можно подсчитать по формуле
Gж = d 2кл /4 (h' +h'' ) ж,                                     (2.18)
где  dкл – диаметр клапана, м  (0,045 м).
Gж = 3,14  0,045 2  / 4  (0,04 + 0,01)   989 = 0,081 кг
Для упрощения принимаем, что площадь клапана, на которую дей-ствует давление газа, равна площади отверстия под клапаном:
fкл = d 2о /4 = 3,14  0,04 2 / 4 = 0,00126 м 2             (2.19)
  м/с
Такую скорость должен иметь поток газа в отверстии под клапаном, чтобы поднять клапан и столбик жидкости над ним. После поднятия кла-пана в отверстии установить скорость wог = 1,25 м/с. Условие  wо>wог вы-полняется.
2.4.3.3 Отсутствие провала жидкости.
Минимальная допустимая скорость газа в отверстиях клапанной та-релки рассчитывается по формуле:
wо мин  = (0,00253 Lv + Q)  ,                             (2.20)
где   Lv – удельная жидкостная нагрузка, м3/(мч);
Q – коэффициент, зависящий от длины пути жидкости;
Lv =  3600 L/(ж В) = 3600·0,58/989·1,76 = 2,5 м3/(м·ч);           (2.21)
wо мин = (0,00253 · 2,5 + 0,16 )  = 0,88 м/с
Для нормальной работы тарелки необходимо, чтобы wог  wо мин. В данном случае это условие выполняется (1,25 > 0,88 м/с).
2.4.3.4 Унос жидкости.
Допустимая величина межтарельчатого уноса жидкости определяет-ся по уравнению:
едоп = 0,2 L / ( G )                                                  (2.22)
Для расчета допустимой величины межтарельчатого уноса в кг жид-кости на кг газа принимается среднее числовое значение:
едоп = 0,2 · 0,58 / ( 5,27  0,3 ) = 0,073 кг/кг
Величину уноса жидкости с наиболее нагруженных нижних тарелок аппарата рассчитаем по формуле
                                     (2.23)
где   А и  - величины, учитывающие влияние межтарельчатого рас-стояния на унос жидкости;
hб - глубина барботажа, мм;
 - доля зеркала барботажа;
эф - относительная эффективная рабочая площадь тарелки, м2/м2;
m - коэффициент, учитывающий влияние физических свойств газа и жидкости на унос.
Глубина барботажа равна
hб =  10 3 (h' + h"- hк) =  10 3 (0,04 + 0,01– 0,01) = 40 мм         (2.24)
Коэффициент рассчитывается по уравнению
                             (2.25)
где   см – динамическая вязкость газовой смеси (см = 10,098 10-6 Пас).
 
  кг/кг
Унос жидкости е = 0,0016 кг/кг не превышает допустимой величины едоп = 0,073 кг/кг и потому работоспособность тарелок абсорбера обеспе-чивается.
2.4.3.5 Высота слоя пены на тарелке.
Высота слоя пены hп над слоем светлой жидкости hо рассчитывается по формуле
hп  = hо /k                                                   (2.26)
где   k – относительная плотность пены.
Величину k найдем по формуле
k = 1/(1+ )                                           (2.27)
где  Fr = w2пр/ (ghо) – критерий Фруда, рассчитываемый по приве-денной скорости газа.
Приведенная скорость газа
wпр = G/( п  Fраб  ) = 13,31 / (35  1,31) = 0,29 м/с     (1.28)
Примем  hо   hоw   = 0,04 м, тогда
Fr = 0,29 2 / 9,81 0,04 = 0,22
k = 1 / (1 + 0,22) = 0,68
hп = 0,04 / 0,68 = 0,059 м
Полученная высота пены  hп = 0,059 м является допустимой.

2.4.3.6 Градиент уровня жидкости на тарелке.
На клапанных тарелках при течении жидкости в сторону переливно-го порога уровень жидкости на стороне ее входа будет больше на величи-ну гидравлического градиента, рассчитываемого по формуле
 ,                                                (2.29)
где   - коэффициент сопротивления для клапанных тарелок;
lт – длина пути жидкости на тарелке, м;
dэкв – эквивалентный диаметр потока вспененной жидкости, м;
uусл – условная скорость пены на тарелке, м/с;
g - ускорение свободного падения  (g = 9,81 м/с2).
Коэффициент сопротивления рассчитываем по формуле:
 =  310 5(hк /h) 2/3 (Reж ) -1,18                                          (2.30)
где   hк  = 0,01 м – высота поднятия клапана, м ;
hб - высота барботажа, м;
Reж – критерий Рейнольдса.
Reж  = uусл dэкв/ж ,                                                 (2.31)
где     ж – кинематическая вязкость жидкости с нижней тарелки, м2/с.
Условная скорость пены на тарелке
uусл  = 3qср /(hw+ how),                                         (2.32)
где   qср – средняя линейная плотность орошения, м2/с.
Величину  qср рассчитываем по формуле
qср = L/( ж  bср ) = 0,58 / (994  0,47) = 0,0012 м 2/с,      (2.33)
где   bср – средняя ширина потока при движении жидкости по тарел-ке, равная
bср = Fраб /( lт n ) = 0,52 / (1,1  1) = 0,47 м            (2.34)
где   lт  = 1,1м ; 
n = 1 – число потоков жидкости на тарелке.
Тогда
uусл  = 3  0,0012/(0,04 + 0,02) = 0,06 м/с
Эквивалентный диаметр потока вспененной жидкости
dэкв = 4bср hп /(bср+ 2hп) = 4  0,47  0,059 / (0,47 + 2  0,059) = 0,19 м   (2.35)
Кинематическая вязкость насыщенного раствора моноэтаноламина при содержании МЭА, равном 14,4% (масс.), составляет
ж = ж/ж = 0,9410 -3 / 989 = 0,9  10 -6 м 2/с         (2.36)
где ж – динамическая вязкость насыщенного раствора МЭА, Па · с 
(ж = 0,94 10 -3 Па·с)
Тогда
Reж = 0,06·0,019 / (0,910 -6 ) = 12667
 = 310 5 (0,01 / 0,04) 2/3 12667 -1,18 = 1,72
 = 0,002 м.
Полученное числовое значение h = 0,002 м для длины пути жидко-сти  lт =1,1 м следует считать допустимым.
2.4.3.7Отсутствие захлебывания.
Отсутствие захлебывания определяется выполнением условия
hпер < hт + h,                                                    (2.37)
где  hпер – высота уровня вспененной жидкости в сливном устройстве, равная
hп ер = hсв + hп,                                                   (1.38)
где    hсв – высота светлой жидкости в сливном устройстве, м;
hп – высота слоя пены в сливном устройстве, м;
hсв = (Р +Рпер)/(gж) + ho + h,                                 (2.39)
где  Р – общее сопротивление нижней клапанной тарелки аппара-та, Па
(Р = 463,2 Па);
Рпер – потеря давления жидкости при ее протекании через сливное устройство, Па.
Величину  Рпер найдем по формуле:
Рпер =  ж u 2пер /2,                                                    (2.40)
где     пер- коэффициент сопротивления (пер = 12,7);
uпер – скорость жидкости в сечении между нижним обрезом сливной перегородки и тарелкой, м/с.
Скорость жидкости  uпер равна:
uпер  =L/(ж sпер n)  = 0,58 / (989  0,0012  1) = 0,049 м/с         (2.41)
где  sпер – площадь сечения между нижним обрезом сливной перего-родки и тарелкой, рассчитанная по формуле:
sпер = bсл  a = 0,222  0,08 = 0,0178 м2                                    (2.42)
где  bсл – длина линии слива, м;
а – зазор под сливной перегородкой, м.
Тогда
Рпер = 12,79890,049 2  /2 = 15,1 Па
hсв = ( 463,2 + 15,1 ) / ( 9,81  989 ) + 0,04 + 0,009 = 0,098 м
Высоту пены в сливном устройстве примем равной высоте пены на тарелке hп = 0,059 м.
В этом случае 
hпер = 0,098 + 0,059 = 0,157 м
При  hт + h' = 0,4 + 0,04 = 0,44 м  выполняется условие   hпер < hт + h'
В результате расчета работоспособности наиболее нагруженной по газу и жидкости нижней тарелки абсорбера подтверждается правильность принятия диаметра аппарата равным  Dа = 1,0 м.
2.4.4  Высота абсорбера.
Рабочая высота абсорбера равна
Нр= h1 + Нт + h2,                                            (2.43)
где     h1 – высота верхней камеры, м
Нт – высота части аппарата, занятой тарелками, м
h2 – высота нижней камеры, м
Высота верхней и нижней камер аппарата примем равными  h1 = h2 = 1,5 м
Высота части аппарата, занятой тарелками, рассчитывается по фор-муле:
Нт = ( Nр – 1) hт,                                          (2.44)
где    Nр – число рабочих тарелок;
hт – расстояние между тарелками, м;
Число рабочих тарелок равно:
Nр = Nт / ,                                               (2.45)
где     Nт – число теоретических тарелок;
 - коэффициент полезного действия тарелки;
Число теоретических тарелок рассчитаем по уравнению:
Nт = lg ( 1 - a ) / lg ( 1 -  )                       (2.46)
где  а – коэффициент извлечения компонента в абсорбере;
  – средний коэффициент извлечения компонента на тарелках;
Константу фазового равновесия рассчитаем по формуле:
 ,                                   (2.47)
где    – константа фазового равновесия для водных растворов газов, кПа ( = 925102 кПа)
Mж и ж – средняя мольная масса и плотность абсорбента в нижней части аппарата
R – универсальная газовая постоянная, кДж/(кмоль·К)
(R = 8,315 кДж/(кмоль·К))
Т – температура газа, К (Т = 325 К)
Коэффициент извлечения Н2S   в абсорбере
а = (  (   )вх  - (   )вых ) / (   )вх,                      (2.48)
где ( )вх, ( )вых - расходы H2S при вводе газового сырья в ап-парат и выводе из аппарата очищенного газа
а = ( 217– 0,3 ) / 217 = 0,9986175.
Средний коэффициент извлечения на тарелках рассчитаем по фор-муле:
                                               (2.49)
где   Кг – коэффициент массопередачи при хемосорбции, м/ч;
а – удельная поверхность контакта фаз, м2/м3;
hп – высота газожидкостного слоя, м;
wпр – приведенная скорость газа при рабочих условиях в нижней ча-сти аппарата, м/с.
Коэффициент массопередачи при хемосорбции рассчитывается по формуле:
Кг = ,                                              (2.50)
где     г и ж – коэффициенты массоотдачи в газовой и жидкой фазах, м3/ч
m1 – константа фазового равновесия для физической абсорбции с по-правкой на ионную силу раствора, полученного в результате хемосорб-ции.
Коэффициент массоотдачи в газовой фазе:
г = гs  Fp,                                                  (2.51)
где    гs – коэффициент масоотдачи в газовой фазе, отнесенный к единице рабочей площади тарелки, м/(ч м2)
 гs = Aw mпр  ho n                                           (2.52)
где A = 41700, m = 1, n = 0,5 – коэффициенты;  ho = h"  = 0,04 м
гs = 41700 · 0,29  0,04 0,5 = 2419  м / (ч м 2)
Рабочая площадь клапанной тарелки равна  Fp = 0,133 м2
Тогда г =2419  0,133 = 321,6 м/ч
Коэффициент массоотдачи в жидкой фазе равен
ж = жs  Fp,                                           (2.53)
где  жs – коэффициент массоотдачи в жидкой фазе, отнесенный к единице рабочей площади тарелки, м/(ч м2)
жs = A wпр m ho n  = 340  0,29 0,31   0,04 0,28 = 95,23 м / (ч м 2)        (2.54)
где   А = 340, m = 0,31, n = 0,28 – коэффициенты;  ho  h  = 0,04 м
Коэффициент ж равен
ж = жs  Fp = 95,23  0,133 = 12,67 м/ч
Константу фазового равновесия с поправкой на ионную силу водно-го раствора МЭА найдем по эмпирической формуле
 ,                   (2.55)
где  СН2  = 2,89 кмоль/м3 – концентрация абсорбента
К'г = -0,08; К+ =0,02; К- = 0,05 – поправочные коэффициенты на при-сутствие растворенного газа, положительных и отрицательных ионов
Z + = 1;    Z- = 3 – количества ионов
  = 0,887

Коэффициент массопередачи равен:
Кг = =13,677
Удельную поверхность контакта для клапанных тарелок найдем на основе уравнения
                               (2.56)
где  Fr = 0,22;   We – критерий Вебера
г – газосодержание
ж = 0,9410-3 Па с и w = 0,5510-3 Па с – вязкость водного раствора МЭА и воды при температуре  tн = 52оС
Критерий Вебера
We =   / (g ж ho 2 ) = 0,054/(9,819890,042) = 0,0035               (2.57)

Газосодержание рассчитываем по формуле
г =  =   = 0,319                      (2.58)
Удельная поверхность контакта равна
  м2/м3
Тогда       =  0,3289
Nт = lg (1 – 0,9986175 ) /lg ( 1 – 0,3289 ) = 10,8  11            (2.59)  
Среднее числовое значение к.п.д. клапанных тарелок абсорбера при хемосорбции      = 25%.
Определяем число рабочих тарелок
Nр = 11/0,25 = 44
Высота части аппарата, занятая тарелками, при hт = 0,4 м равна
Nт = (44 –1) 0,4 = 17,2 м
Рабочая высота абсорбера равна
Нр = 1,5 + 17,2 + 1,5 = 20,2 м
Полученное значение высоты аппарата находится в интервале реаль-ных значений. Рассчитанный абсорбер для очистки водородсодержащего газа от  сероводорода имеет следующие параметры:
Высота Н = 24040 мм; Диаметр D = 1000 мм.

3 Автоматизация технологического процесса

3.1 Описание структурной схемы автоматизации

Измеряемые параметры с полевых датчиков, в виде цифрового или аналогового сигнала поступают в распределительную панель на  активные барьеры МТL, обеспечивающие искробезопасные цепи питания полевых датчиков и прием входного сигнала. С барьеров входной сигнал поступает на платы ввода FTA, где происходит их группировка и адресное распре-деление, для передачи в процессор IOP[7].
Универсальная станция обеспечивает доступ ко всем ключевым па-ра-метрам датчика, включая следующие:
- Верхнее и нижнее значение диапазона
- Сглаживание
- Тип PV
- Переменные конфигурирования DE (расширенной цифровой связи)
- Состояние датчика
- Серийный номер датчика и номер версии программного обес-печения
- Поле для записей датчика
Пользователь может осуществлять доступ к этим переменным с по-мо-щью экрана деталировки точки или мнемосхем пользователя. Кроме имени, присваиваемого точке процесса, связанной с датчиком, ему также присваивается имя, и механизм доступа к нему аналогичен механизму до-ступа к параметру TDC3000. Это позволяет применять для работы с ин-теллектуальными датчиками все средства LCN для работы с точками дан-ных.
С помощью универсальной станции можно также выполнить калиб-ровку датчика. Эта функция позволяет выполнить перенастройку шкалы датчика в режиме онлайн, уточняя таким образом точку отсчета для изме-рений.
Кроме этого, имеется переносной прибор, называемый коммуника-тором интеллектуальных датчиков (SFC), который может быть при необ-ходимости подключен непосредственно к соответствующей FTA  в стойке НРМ для осуществления связи с интеллектуальными датчиками без внесе-ния возмущений в управляемый процесс.
Процессор входов/выходов (IOP) вместе с терминальными панеля-ми (FTA) выполняет сканирование входов и выходов и обработку всех входов и выходов процесса. Канал ввода/вывода с резервированием – стандартное средство обеспечения дополнительной безопасности. Обра-ботка входов/выходов выполняется отдельно от функций управления, по-этому скорость сканирования совершенно не зависит от количества вхо-дов/выходов, загрузки контроллера, объема вычислений и аварийной сиг-нализации. Это разделение требований обработки позволяет более эффек-тивно использовать мощности процессора и обеспечивает в будущем сов-местимость с процессорами входов/выходов дополнительных типов.
Высокопроизводительный менеджер процесса (НРМ) предоставляет гибкие и мощные возможности сбора данных и управления процессом. Для этого используется мощная микропроцессорная архитектура, в кото-рой для выполнения различных задач используются отдельные микропро-цессоры. НРМ состоит из модуля высокопроизводительного менеджера процесса (НРММ) и подсистемы ввода/вывода.
НРММ состоит из процессора связи и модема, процессора интер-фейса канала ввода/вывода и процессора управления. Процессор связи оп-тимизирован для  обеспечения высокопроизводительной сетевой связи, а также управления такими функциями как доступ к данным в сети и связь “равный с равным”. Процессор управления – это часть НРМ, предназна-ченная для выполнения регулирующих, логических и программных функ-ций, включая мощные средства разработки программ пользователя. По-скольку выполнение функций связи и ввода/вывода осуществляется от-дельными специализированными процессорами, все мощности процессора управления используются для реализации стратегии управления. Процес-сор интерфейса канала ввода/вывода – это интерфейс подсистемы вво-да/вывода.
Подсистема ввода/вывода состоит из резервированного канала вво-да/вывода и процессоров входов/выходов. Эти процессоры вхо-дов/выходов управляют всеми входами и выходами от процесса как для функций сбора данных, так и для функций управления. Например, процес-соры входов/выходов предоставляют такие функции, как преобразование единиц измерения и проверку пределов аварийной сигнализации незави-симо от НРММ. Все операции управления выполняются НРММ, а все опе-рации по сбору данных выполняются процессорами ввода/вывода. Инже-нер-технолог имеет полную свободу выбора в пределах проектных воз-можностей НРМ и назначении типов точек и стратегий управления. Выбор осуществляется с помощью интерактивных средств, предоставляемых уни-версальной станцией и универсальной рабочей станцией системы TotalPlant Solution (TPS).
Отдельные функциональные элементы НРМ используются для реа-лизации различных частей типовых контуров управления и стратегий управления. Каждый из этих функциональных элементов может быть свя-зан с определяемым пользователем именем точки, для обеспечения незави-симых от местоположения ссылок на данные, необходимые для конкретной функции. Например, точки, назначаемые пользователем в слоты аналого-вого входа и аналогового выхода. Данные процессора входов/выходов (шкала для точки входа в инженерных единицах, опции аппроксимации выходов и т.д.) конфигурируются как часть процесса построения данной точки. НРМ предоставляет конфигурируемый параметр, называемый PNTFORM (форма точки), который позволяет пользователю указать, ка-кие точки будут использоваться в качестве первичных интерфейсов опера-тора для точек данных. Параметр PNTFORM предоставляет пользователю возможность выбрать одну из двух форм точки: полную (Full) или частич-ную (Component). Точки, сконфигурированные как точки полной формы, содержат параметры, связанные с аварийной сигнализацией и, иногда, не-которые дополнительные параметры. Эта информация необходима в том случае, когда точка используется как первичный интерфейс между опера-тором и параметрами точки.

3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

Исходное сырье из резервуаров забирается насосами и  подается на статический смеситель с водородосодержащим газом. Постоянство расхода сырья на установку регулируется контуром 4, клапан которого установлен на линии подачи масла к тройнику смешения.
Водородсодержащий газ поступает в емкость 2, где от него отделя-ется жидкая фаза. С данной емкости газ поступает на прием компрессора, затем газ сжимается до давления 45-55 кгс/см2 и поступает на тройник смешения с маслом. Количество водородсодержащего газа по отношению к сырью поддерживается примерно 1 к 500-600 м3/час.
Газосырьевая смесь при давлении до 55 кгс/см2 поступает в межтрубное пространство теплообменника  3,  где нагревается до 130…150 0C за счет охлаждения   гидроочищенного масла, поступающего от реактора 5 к сепаратору 6.
Окончательный нагрев  газосырьевой смеси до температуры реакции 330-370С осуществляется в печи 4.
Температура газосырьевой смеси на выходе из печи регулируется с коррекцией по давлению  газа на форсунки.
Нагретая газосырьевая смесь из печи поступает в реактор 5, где про-исходит реакция. Температура процесса непосредственно в реакторе кон-тролируется контурами 13, 14, 15.
Перепад давления в реакторе контролируется контуром 16. Увели-чение гидравлического сопротивления катализатора с одновременным увеличением содержания серы в продукте после реакторов указывает на снижение активности катализатора.
Горячая смесь очищенного масла /гидрогенизата/ с избыточным водородом и побочными продуктами реакции проходит предварительно через трубное пространство теплообменника 3,  где отдает тепло исходной смеси и с темперетурой 200 - 270 С  поступает в первый высоко-температурный сепаратор высокого давления  6 для отделения жидкого гидрогенизата от паров углеводородного газа.
Пары водородсодержащего газа с верха сепаратора 6 поступают в АВО 10, где охлаждаются до 60 С и поступают во воторой низко-температурный сепаратор высокого давления 9, где происходит дополни-тельное отделение жидкого гидрогенизата от газов.
Газ с верха сепаратора 9 - циркуляционный водородосодержащий газ поступает в абсорбер 11 для очистки от сероводорода.
Гидрогенизат из сепаратора 6 самотеком перетекает в отпарную ко-лонну 7,  предназначенную для отгонки  легких фракций и удаления  ос-новной части сероводорода, растворенного в гидрогенизате.
Уровень в сепараторе 6 поддерживается  контуром 20. Низкий уро-вень  сигнализируется, чтобы  не допустить прорыва газов в систему низ-кого давления.
Отогнанные в отпарной колонне 7 легкие фракции поступают в топ-ливное кольцо завода.
С низа отпарной колонны 8 масло, содержащее влагу, самотеком поступает в колонну вакуумной сушки 8.
В колонне с помощью вакуумсоздающей системы поддерживается остаточное давление 100…300 мм.рт.ст., которое обеспечивает испарение влаги из масла.  Давление в колонне 8 регулируется контуром 25 клапан которого установлен на вакуумной линии.
Гидроочищенное масло с низа колонны 8 забирается насосом 14 и подается на блок фильтрования для дальнейшей очистки масла.
Несконденсировавшиеся газы из сепаратора 9 поступают в абсор-бер 11 для очистки от сероводорода.
Извлечение сероводорода из газа производится путем абсорбции его 15 %   раствором моноэтаноломина /МЭА/.  Средняя температура в абсорбере 60 С, давление не более 38 кгс/см2.
Очищенный газ из верхней части абсорбера 11 поступает  в водо-родное кольцо завода, а затем в емкость 2 и на прием компрессоров.
Неочищенный раствор моноэтаноламина, отводимый с низа абсорбера 11, с образовавшимися сульфидами и бисульфидами, подается на регенирацию на установку №17.

3.3  Выбор контролируемых, регулируемых и сигнализируемых параметров
Таблица 3. 1 – основные параметры подлежащие контролю и регулирова-нию.
№ п/п Наименование стадий, процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора по схе-ме (контура) Единица измерения Допускаемые пре-делы технологиче-ских параметров
1 2 3 4 5
1 расход масла для очистки (сырье)
расход газа по отношению к маслу
уровень в емкости 2
давление в  емкости 2
давление на выкиде компрес. F-4
F-9
L-7
P-6
P-11 м3/ч
м3/ч
%
кгс/см2
кгс/см2 15-25
800-1000
не более 30
не более 40
не более 58
2 Печь поз.4
температура после аппарата 3
температура после печи
давление газа на форсунки 
T-5
T-17
P-18 
0С
0С
кгс/см2 
150-200
350-370
0,5-2
3 Реактор поз.5
перепад давления на реакторе
температура в зоне реакции
температура в зоне реакции
температура в зоне реакции 
P-16
T-13
T-14
T-15 
кгс/см2
0С
0С
0С 
не более 4
300-320
310-330
320-340
4 Колонна поз.7
Уровень в сепараторе поз.6
Давление в колонне
Уровень в колонне
Температура в кубе колонны
Расход от колонны 7 к колонне 8 
L-20                  P-21                  L-23                  T-22                  F-24 
%       кгс/см2       %                0С            м3/ч 
не менее 40
12-16
40-60
не более 250
10-20
5 Колонна поз.8
Давление в колонне
Уровень в колонне
Температура в кубе колонны
Расход масла от колонны 8 
P-25
L-27                  T-26                  F-28 
мм.рт.ст.
%
0С
м3/ч 
100-300
40-60
не более 240
10-20
6 Сепаратор поз.9
Уровень в сепараторе
Давление в сепараторе
Расход в колонну поз.11
Температура после АВО поз.10 
L-29
P-30
F-31
T-38 
%
кгс/см2
м3/ч
0С 
40-60
12-16
30-35
55-60
Продолжение таблицы 2.1
7 Абсорбер поз.11
Давление в колонне
Уровень в колонне
Температура в кубе колонны
Температура верха колонны
Расход орошения
Расход МЭА от колонны 
P-37
L-35                  T-34                   T-32                  F-33                  F-36 
кгс/см2
%
0С
0С
м3/ч
м3/ч 
не более 38
40-60
60-80
40-42
20-30
20-30
8 Ресивер воздуха КИП поз.10
Расход воздуха КИП на установку
Давление в заводском коллекторе воздуха КИП
Давление воздуха КИП в ресивере
 
F-3
P-1

P-2
 
м3/ч
кгс/см2
(МПа)
кгс/см2
(МПа) 
50-100
4-6
(0,4 -0,6)
4-6
(0,4 -0,6)

 
Таблица 2. 2 Перечень блокировок и сигнализации.
№п/п Наименование пара-метров Наименова-ние обору-дования
 Сигнализа-ция Блокировка Операции по отключению, включению и другому воздей-ствию
   min max min max 
1 2 3 4 5 6 7 8
      
1. Давление в завод-ском коллекторе воз-духа КИП, кгс/см2
P-1  Ресивер поз.1 3,8  

3,5 

 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора

Закрытие клапана отсекателя поз. 1-3
2. Давление в ресивере воздуха КИП, кгс/см2
P-2 Ресивер поз.1 4,0    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
3. Расход масла для очистки,  м3/ч F-4 Смеситель  15    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
4. Давление в емкости, кгс/см2
P-6 Емкость поз.2  40   Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
5. Уровень в емкости, %
L-7  Емкость поз.2  25  

30 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
Закрытие клапана отсекателя поз. 7-3
       
Продолжение таблицы 2.2     
1 2 3 4 5 6 7 8
6. Давление на выкиде компрессора, кгс/см2
P-11 Компрессор поз.15  58   Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора и компрессорной
7. Перепад давления на реакторе, кгс/см2
P-16 Реактор  поз.5  4,0  

 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.

8. Температура после печи, 0С
Т-17 Печь поз. 4  370  

 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
9. Давление газа на форсунки печи, кгс/см2
P-18 Печь поз.4 0,5 2,0   Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
10. Уровень в сепарато-ре, %
L-20  Сепаратор поз.6 40   
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
11. Давление в колонне, кгс/см2
P-21 Колонна поз.7  16  

 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.

12. Уровень в колонне, %
L-23 Колонна поз.7 40   
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
13. Расход в колонну поз.8,  м3/ч F-24 Колонна поз.7 20    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
14. Давление в колонне, мм.рт.ст. P-25 Колонна поз.8  300  
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
     
Окончание таблицы 2.2     
     
1 2 3 4 5 6 7 8
15. Уровень в колонне, %
L-27 Колонна поз.8 40   
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
16. Расход масла из ко-лонны,  м3/ч F-28 Колонна поз.8 10    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
17. Уровень в сепарато-ре, % L-29  Сепаратор поз.9 40   
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
18. Давление в сепарато-ре, кгс/см2
P-30 Сепаратор поз.9  16   Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
19. Расход в колонну поз.11,  м3/ч F-31 Колонна поз.11 30    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
20. Расход орошения, м3/ч F-33 Колонна поз.11 20    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
21. Уровень в колонне, %
L-35 Колонна поз.11 40   
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
22. Расход МЭА, м3/ч
F-36 Колонна поз.11 20    Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора
23. Давление в колонне, кгс/см2  P-37 Колонна поз.11  38  
 Световая и звуковая сигнализа-ция на мониторе оператора.
 
3.4 Технические средства автоматизации

Все средства автоматизации примененные в данном проекте сертифи-цированы и внесены в Госреестр в качестве средств измерения. Основная масса приборов отечественного производства что упрощает монтаж, наладку и ремонт, поскольку элементная база отечественная.
Процесс гидроотчистки масел является взрывоопасным и пожаро-опасным поэтому все первичные датчики фирмы “Метран”, преобразователи  электрического сигнала в пневматический типа ЭП-Ех, радарные и буйковые уровнемеры, устанавливаемые на данном объекте имеют степень взрывоза-щиты.
По степени передачи информации от средств ее получения к устрой-ствам управления, и от них к исполнительным устройствам, а также для об-мена информацией между устройствами управления выбраны сигналы по-стоянного тока 4-20мА/HART поскольку эти устройства обладают высокой точностью, быстродействием, обеспечивают большую дальность и емкость канала передачи информации.
Барьеры искрозащиты фирмы “GM-International” являются блоком питания и одновременно преобразователем, Связь датчиков “Метран” систе-мой управления осуществляется по двух проводной схеме что влечет сниже-ние расходов на кабельные проводки.

3.4.1  Цифровой датчик уровня Masoneilan серии 12300
Сочетает пре¬восходные технические характеристики с простотой настройки и калибровки. Модульная конструкция дат¬чика позволяет быстро и с малыми затратами мо¬дернизировать его при появлении новых техниче-ских возможностей[8,9].  Прибор серии 12300 представляет собери двухпро-вод¬ной цифровой датчик уровня с коммуникационным Протоколом НАРТ , питаемый по замкнутому контуру и действующий по апробированному принципу «буек - торсионная трубка».
Изменение уровня жидкости влияет на кажущийся вес буйка (130), ко-торый увеличивает или уменьшает нагрузку на торсионную трубку (136) на величину, прямо пропорциональную изменению уровня жидкости.
Последующее вращение стержня (138) изменяет маг¬нитное поле бес-контактного датчика с эффектом Хол¬ла (141) Сигнал, генерируемый датчи-ком, изменяет ток в контуре пропорционально уровню среды в ре¬зервуаре.
Аналоговый сигнал преобразуется в исключающий ошибки цифро-вой, который может быть обработан встроенным микроконтроллером После обработки цифровой сигнал преобразуются в аналоговый выход¬ной сигнал 4-20 мА. Питание прибора - двухпровод¬ное.
Прибор может быть использован для замены уста¬ревших электрон-ных или пневматических головок уров¬немеров, уже находящихся в эксплуа-тации.
 

 Рисунок. 3.2 Принципиальная схема датчика уровня

3.4.2 Двухканальные преобразователи D1072 D
Преобразователи принимают сигнал от находящихся в опасной зоне термопары, термометра сопротивления, или измерительного потенциометра или другого низковольтного источника и преобразуют его в выходной сиг-нал 4-20 мА , который передается на нагрузку, находящуюся в безопасной зоне[10].
Конфигурация задается программным путем с помощью персональ-ного компьютера, на котором установлено программное обеспечение SWC1090, через адаптер PPC1092, подключенный к последовательному порту компьютера. Программируются следующие параметры: тип входного датчика, тип подключения, режим работы при неисправности датчика, вы-ходной сигнал (ток мА или напряжение). Программное обеспечение SWC1090 можно загрузить с web сайта компании GM International.
 

3.4.3 Регулирующие клапаны общепромышленного назначения типа РК
Предназначены для автоматического управления жидкими и газооб-разными потоками нефти,  нефтепродуктов, химпродуктов, газа, пара, воды и других сред.
Клапаны РК являются дальнейшим развитием регулирующих клеточ-ных клапанов. Они имеют более широкий набор конструктивных исполнений дроссельных пар с расширенным рядом условных пропускных способностей клапанов, включая микрорасходы. В клапанах РК усовершенствованы кон-струкции мембранных исполнительных механизмов (МИМ), уплотнений, со-единений штоков МИМа и регулирующего органа, крепления штока и плун-жера в дроссельной паре; усовершенствована технология обработки уплот-нительных поверхностей штоков клапанов и улучшено сопряжение запорных поверхностей дроссельных  пар.  Все  это  позволило уменьшить величину протечки клапанов в закрытом состоянии, увеличить  продолжительность  срока службы сальниковых уплотнений штоков.
При работе регулирующих клапанов в особо тяжелых условиях для упрочнения дроссельного узла применяются специальные наплавки из твер-дых и коррозионно-стойких материалов.
Использование порошковых эпоксидных покрытий существенно по-высило стойкость элементов клапана к воздействию окружающей среды и улучшило их внешний вид.
Регулирующие клапаны построены по модульному принципу. В каче-стве конструктивных модулей выступают регулирующий орган, включаю-щий дроссельный узел, и исполнительный механизм.
Корпус клапана может изготавливаться из сталей : 25Л, углеродистой низкотемпературной  стали,  12Х18Н9ТЛ, 10Х17Н13М2Т.  Дроссельная па-ра клеточного типа изготавливается из коррозионностойкой стали 12Х18Н10Т  или 10Х17Н13М2Т.
3.4.4. Преобразователи давления Метран
Имеют широкую гаму от малогабаритных до новых современных ин-теллектуальных датчиков.
Данные датчики отвечают самым высоким требованиям к средствам автоматизации, в том числе по точности и надежности. Данные устройства, помимо применения в современных цифровых АСУ, могут быть легко инте-грированы в аналоговые системы автоматизации, которые приобретают воз-можность цифровых. В дальнейшем это облегчает потребителю переход на полностью цифровые АСУ.

 

Рисунок 3.3  Внешний вид датчиков серии Метран 100

Для автоматизации данного процесса были выбраны, серия датчиков ПГ Метран. Они имеют широкую гаму от малогабаритных до новых совре-менных интеллектуальных датчиков Метран 100.Они отвечают самым высо-ким требованиям к средствам автоматизации, в том числе по точности и надежности. Данные устройства, помимо применения в современных цифро-вых АСУ, могут быть легко интегрированы в аналоговые системы автомати-зации , которые приобретают возможность цифровых. В дальнейшем это об-легчает потребителю переход на полностью цифровые АСУ.
- возможность применения датчиков как в аналоговых, так и в цифро-вых системах, поддерживающих HART – протокол (по одной паре проводов одновременно передается аналоговый сигнал 4 – 20 мА и цифровой сигнал);
- двухсторонний обмен информации между датчиком и управляющим HART – устройством;
- тестирование и управление параметрами датчика на расстоянии.

3.4.5 Термопреобразователи с унифицированными выходными сигна-лами ТСМУ / ТСПУ / ТХАУ – 205 Ех

 

Рисунок 2.3  Внешний вид датчиков температуры

Термопреобразователи предназначены для преобразования темпера-туры жидких, газообразных и сыпучих веществ в унифицированный токовый выходной сигнал. Используются в системах автоматического контроля и ре-гулирования температуры на объектах энергетики, нефтяной, газовой и дру-гих отраслей промышленности. Взрывозащищенные термопреобразователи применяются на промышленных и технологических объектах с зонами, где возможно образование взрывоопасных смесей категорий IIА, IIВ, IIС и групп взрывоопасности Т1 – Т6. Термопреобразователь состоит из первичного преобразователя и измерительного преобразователя, встроенного в головку первичного преобразователя. В качестве первичного преобразователя ис-пользуются термопреобразователи сопротивления с НСХ – 100 М, 100 П и термопреобразователи термоэлектрические с НСХ – ХА (К). Измерительный преобразователь преобразует сигнал, поступающий с выхода первичного преобразователя, в унифицированный токовый выходной сигнал, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных норми-рующих преобразователей.
3.4.6 Контроль загазованности воздушной среды
Контроль загазованности взрывоопасных помещений и наружной территории установки производится с учетом требований ТУ-ГАЗ-86. На наружной установке в зонах класса В-1г датчики контроля довзрывоопасных концентраций установлены в количестве, обеспечивающем радиус обслужи-вания не более 10 метров на один датчик, в насосной датчики установлены датчики установлены таким образом, что расстояние от датчика до возмож-ного места утечки не превышает 3 метров [11].
На территории установки, а так же в помещении насосной и снаружи, перед входными дверями, предусматриваются устройства световой и звуко-вой сигнализации о загазованности воздушной среды.
В качестве датчиков контроля загазованности воздушной среды серо-водородом на установке используются датчики S4100T фирмы «General Monitors». Сигнал от датчиков поступает на корзину вторичных блоков, расположенных на отдельно стоящем щиту газоанализаторов в операторной. Сигнал о достижении предельного значения сероводорода в окружающей среде от каждого вторичного блока поступает в систему управления и высве-чивается на шкафу газоанализаторов.

3.5 Расчет сужающего устройства

Расчеты  выполнен при помощи программы “Метролог –С ”в соответ-ствии с ГОСТ 8.563.1-97,  ГОСТ 8.563.2-97.
Расход масла в тройник смешения поз.FE-4-1

3.5.1.1 Характеристика измеряемой среды
Среда: Жидкость.
Барометрическое давление                                       752   мм рт. ст
Избыточное давление                                                40    кгс/см2
Абсолютное давление                                                41,02   кгс/см2
Температура                                                                60,0   0С
Плотность в раб. условиях                                      840,5          кг/м3
Предельная абсолютная погрешность
определения плотности       0,0500  кг/м3
Динамическая вязкость в раб. Условиях
(умноженная на 1000000)          1248   кгс.с /м2
Предельная относительная погрешность
определения динамической вязкости     0,1   %
3.5.1.2 Характеристика сужающего устройства
Тип СУ: Диафрагма с коническим входом.
* Диаметр сужающего устройства
в стандартных условиях      34,.078  мм
* Диаметр сужающего устройства
в рабочих условиях      34,.099  мм
Материал сужающего устройства    Сталь 12Х18Н10Т
* Поправочный коэффициент на расширение
материала сужающего устройства      1,0006
* Смещение оси отверстия относительно оси трубопровода 0,00 мм
* Максимально допустимое смещение оси отверстия
 относительно оси трубопровода      1,62 мм
* Толщина диафрагмы от       4,19 мм
*    до        8,00 мм
* Относительная площадь отверстия     0,1815
* Минимально допустимое число Рейнольдса    147
* Коэффициент расхода       0,7872
* Глубина скоса в стандартных условиях     3,47 мм
* Угол входа, град.         38
* Длина цилиндрической части отверстия     0,716 мм

3.5.1.3 Характеристика трубопровода
Диаметр трубопровода в стандарт. условиях           80,000 мм
* Диаметр трубопровода в раб. условиях          80,.038 мм
Абсолютная эквивалентная шероховатость
стенок трубопровода        0,040 мм
Граничная абсолютная эквивалентная шероховатость
стенок трубопровода        0,049 мм
Материал трубопровода        Сталь 20
* Поправочный коэффициент на расширение
материала трубопровода         1,0005
3.5.1.4 Характеристика измерительного участка
Местные сопротивления, расположенные на расстоянии 100D до СУ:
Первое (против потока) местное сопротивление
Отвод (колено)
Длина прямого участка трубопровода между сужающим
устройством и первым местным сопротивлением   1500 мм
Второе (против потока) местное сопротивление
Отвод (колено)
Длина прямого участка трубопровода между первым и вторым
местными сопротивлениями      1400 мм
Диаметр трубопровода на участке между  первым и вторым
местными сопротивлениями            80,000 мм
Длина прямого участка трубопровода между сужающим устройством и ближайшим местным сопротивлением     1210 мм
3.5.1.5 Характеристика дифманометра
Дифманометр – мембранный бесшкальный  типа Метран 100-ДД
Предельный номинальный перепад давления   4000,0 кгс/м2
Класс точности дифманометра      0,5
Градуировочная характеристика дифманометра - линейная
Вторичный прибор - показывающий
Класс точности вторичного прибора     0,5
Градуировочная характеристика вторичного прибора - линейная
3.5.1.6 Характеристика термометра
Термометр – показывающий (или без отсечных устройств)
Класс точности          0,5
Диапазон шкалы измерения       1000С
Термометр установлен на одной из параллельных ниток
многониточной системы
3.5.1.7 Комплексные параметры расходомера
*Верхний предел измеряемого расхода     25 м3/ч
Максимальный измеряемый расход     25 м3/ч
Минимальный измеряемый расход     7,5 м3/ч
*Потери давления на сужающем устройстве   2995,0 кгс/м2
* Число Рейнольдса при максимальном
измеряемом расходе        7592
* Число Рейнольдса при минимальном
измеряемом расходе        2277
Примечание: Знаком «*» отмечены расчетные величины.
3.5.1.8 Погрешность измерения расхода
Средняя квадратичная относительная погрешность
определения коэффициента расхода     1,00 %
Погрешность измерения температуры измеряемой среды  0,08 %
Погрешность определения плотности  измеряемой среды  0,00 %
Погрешность определения динамической вязкости   0,05 %
Погрешности, зависящие от относительной величины измеряемого расхода
При 100 % расходе
Погрешность дифманометра      0,35 %
Предельная погрешность измерения расхода    2,14 %
При 70 % расходе
Погрешность дифманометра      0,72 %
Предельная погрешность измерения расхода    2,23 %
При 50 % расходе
Погрешность дифманометра      1,41 %
Предельная погрешность измерения расхода    2,54 %
При 40 % расходе
Погрешность дифманометра      2,21 %
Предельная погрешность измерения расхода    3,06 %
При 30 % расходе
Погрешность дифманометра      3,93 %
Предельная погрешность измерения расхода    4,46 %
3.5.2 Расчет регулирующего органа
Kv (Kvs) клапана - характеристика пропускной способности клапана, есть условный объемный расход воды через полностью открытый клапан, м3/час при перепаде давлений 1 Бар при нормальных условиях. Указанная величина является основной характеристикой клапана.
 Зависимость перепада давлений на клапане, объемного расхода жидкости через регулирующий клапан, и условный объемный расход (Kv) описывается следующим соотношением:
  г 
   - плотность жидкости (для воды 1000 кг/м3)
   - расход жидкости, м3/час
   - перепад давления на полностью открытом кла-пане, бар
При подборе клапана рассчитывается значение Kv, затем округляется в большую сторону до ближайшего значения соответствующего паспортной характеристике (Kv) клапана. Регулирующие клапаны выпускают, как пра-вило, с величинами Kvs, возрастающими в геометрической прогрессии (ряды Рейнарда): Kvs: 1.0, 1.6, 2.5, 4.0, 6.3, 10, 16 ............
Расчет клапана поз.4-4
Расчетный расход – 25 м3/час,
Необходимо подобрать клапан для регулирования расхода масла от 10 до 25 м3/час, давление до клапана 6 МПа, после клапана 5,5 МПа.
Для расчета коэффициента пропускной способности находим перепад давления:
 
Далее определим пропускную способность клапана по формуле:
 
Из формулы получаем Kv=12, ближайшее большее значение Kv кла-пана (из каталога) - 16,0 Выбираем клапан с Kv=16,0.
 Учитывая свойства регулируемой среды, давление и температуру за-порная часть клапана выполнена из стали 12Х18Н10Т Py=100.
Направление клапана выбираем воздух - открывает, чтобы в случае прекращении подачи сжатого воздуха или пропадании управляющего сиг-нала клапан закрылся и прекратилась подача сырья на тройник смешения.
Марка выбранного клапана: РК501НЖ50.

3.6 Описание схемы внешних соединений и плана трасс

3.6.1 Общие положения и содержание чертежей
Чертежи расположения выполняют на основании следующих матери-алов:
- архитектурно-строительные чертежи объекта, цеха;
- чертежей размещения технологического оборудования и основ-ных технологических трубопроводов с отборными и приемными устрой-ствами;
- схем автоматизации;
- схем и таблиц соединений внешних проводок;
- чертежей общих видов щитов и пультов.
Чертежи расположения в общем случае должны содержать:
- контуры зданий объекта с расположением технологического, сан-технического и другого оборудования и трубопроводов;
- приборы, щиты и пульты;
- внешние электрические и трубные проводки;
- технические требования;
- перечень составных частей;
- контуры зданий объекта.
Приборы и средства автоматизации должны располагаться в местах, удобных для обслуживания.
3.6.2 Обозначение на чертежах приборов, щитов и пультов
Условное графическое изображение отборных устройств, первичных измерительных преобразователей (датчиков), встраиваемых в технологиче-ское оборудование и трубопроводы, представляет собой окружность диа-метром 2 мм. Окружность должна быть затушевана.
Внещитовые приборы, исполнительные механизмы, электроаппарату-ра и другое оборудование, устанавливаемое вне щитов, изображается в виде прямоугольника.
На чертежах, около условных графических обозначений приборов и средств автоматизации, указывают их позиции в соответствии со схемой ав-томатизации.
Щиты, пульты, групповые и одиночные установки приборов изобра-жают на чертежах расположения условными графическими обозначениями в виде прямоугольника, при этом фасадную сторону обслуживания показыва-ют утолщенной линией.
Размеры прямоугольников, изображающих щиты, пульты, групповые и индивидуальные установки приборов, выполняют с учетом масштаба раз-рабатываемого чертежа расположения.
Около условных графических обозначений щитов, пультов, стативов над полкой линии – выноски указывают их наименование или обозначение в соответствии со схемой или таблицей соединений внешних проводок и под полкой – обозначение установочного чертежа.
3.6.3 Внешние электрические и трубные проводки
Внешние проводки, соединительные и протяжные коробки изобража-ют на чертежах расположения условными графическими обозначениями.
На чертеже расположения оборудования и проводок электрические и трубные связи должны иметь номера, которые проставляют в соответствии со схемой или таблицей соединений внешних проводок.
Номера кабелей, проводок и труб проставляют в прямоугольниках, которые располагают под полкой линии выноски, предназначенной для за-писи позиций на монтажные материалы и изделия по перечню составных ча-стей. Номера записывают шрифтом размером 2,5 мм.
Допускается номера кабелей, проводов и труб проставлять под пол-кой линии-выноски в скобках.
Прямоугольник для записи одного номера кабеля, провода, трубы рекомендуется принимать размером 5х10 мм. Ширину прямоугольника до-пускается увеличивать, исходя из размера, вносимого в этот прямоугольник номера.
Допускается (при большой насыщенности чертежа) перечень номеров кабелей и труб выносить на свободное поле чертежа.
Нумерацию электрических и трубных проводок указывают в следую-щих местах потока проводки:
- в начальной и конечной точках – у средств автоматизации, щитов и пультов, соединительных и протяжных коробок и т.д.;
- у ответвления проводки от потока;
- в месте изменения числа кабелей, проводов и труб в потоке;
- в месте перехода в смежное помещение или на другой этаж;
- в месте обрыва потока;
середине потока (при большой протяженности потока проводки).
При изменении отметки уровня прокладки потоков электрических и трубных проводок в пределах данного плана (проводка уходит на более вы-сокую или более низкую отметку, охватываемую данным планом) необходи-мо указывать обе отметки уровней их прокладки.
Полки линий-выносок с номерами позиций располагают горизонталь-но относительно контура потоков электрических и трубных проводок и эле-ментов средств автоматизации.
При проходе проводок через стены и перекрытия должны быть ука-заны способы выполнения этих проходов.
3.6.4 Схема внешних проводок
Чертежи схем внешних проводок предназначены для отображения имеющихся линий связи между средствами автоматизации и щитами всех назначений. Разработка этих чертежей осуществляется на основе функцио-нальных и принципиальных схем автоматизации, схем питания, общих видов и пультов, спецификации на оборудование, чертежей технологической части проектов и схем соединений для конкретных средств автоматизации в соот-ветствии с их эксплутационными характеристиками.
Выполнение схем внешних проводок производится одновременно с разработкой монтажных чертежей, т.к. эти схемы должны учитывать особен-ности прокладки проводок, их подсоединений к трубопроводам, приборы и т.п.
Чертежи схем внешних проводок должны содержать:
- монтажные символы первичных преобразователей, отборных устройств и т.п.;
- условные обозначения щитов, пультов и пунктов контроля, мон-тажные символы устанавливаемых вне щитов и приборов и других средств автоматизации, электропроводов и др.;
- соединительные, разветвительные и другие коробки;
- линии проложенные вне щитов, электрических и трубных прово-док;
- линии защитного заземления;
- линии питания;
- внещитовые разветвления, трубные обвязки приборов и средств автоматики, установленные вне щитов (редукторы, фильтры, разделительные сосуды, запорная арматура и т.п.;
- общие пояснения и примечания;
- относящиеся чертежи;
- перечень монтажных материалов.
Схемы внешних проводок выполняют без соблюдения масштаба на основании условных графических обозначений и текстовых пояснений в од-нолинейном изображении. Все графические изображения показывают лини-ями толщиной от 0,4 до 1 мм при расстоянии между соседними параллель-ными линиями не менее 3 мм. Для данных схем применяют три вида поясня-ющих надписей: табличные для схем системного построения, индивидуаль-ные для характеристики проводок и наименования изображений, а также общие для дополнения и уточнения схем.
Маркировки электрических и трубных проводок должны быть согла-сованы с маркировкой, принятой в принципиальных схемах, в монтажных схемах щитов и пультов.
Прокладка трассы КИП надземная в закрываемых металлических ко-робах и защитных трубах по технологическим и кабельным эстакадам и сте-нам производственного корпуса.
В операторной и аппаратной кабели прокладываются в двойном полу.
3.6.5  Монтаж трубных проводок
Трубной проводкой систем контроля и автоматизации называется со-вокупность труб и трубных кабелей (пневмокабелей), соединительных и при-соединительных устройств арматуры, узлов и деталей, собранных в цельную конструкцию, проложенную и закрепленную на элементах зданий и соору-жений или на технологическом оборудовании.
По функциональному назначению трубные проводки подразделяются на импульсные (импульсные линии связи), командные (командные линии свя-зи), питающие (линии питания), обогревающие (линии обогрева), охлажда-ющие (линии охлаждения), вспомогательные (вспомогательные линии), дре-нажные (выбросные линии) и линии капилляров манометрических термомет-ров (или линии манометрических регуляторов температуры).
При разбивке трасс и привязке трубных проводок необходимо учи-тывать следующие важные для монтажа обстоятельства.
Трубные проводки к приборам и средствам автоматизации следует прокладывать по кратчайшему расстоянию между соединяемыми прибора-ми: параллельно или перпендикулярно стенам, перекрытиям и колоннам с минимальным количеством поворотов, пересечений с технологическими коммуникациями и наименьшим числом разъемных соединений труб.
Трассы прокладки полиэтиленовых труб и небронированных пневмо-кабелей на открытых конструкциях и наружных установках должны быть выбраны с учетом защиты их от действия прямых солнечных лучей элемен-тами зданий, эстакад, электрических и трубных проводок и т.п.
Радиусы изгиба труб должны быть минимальными. Для пневмокабеля они должны составлять не менее 10 его наружных диаметров (при темпера-туре до – 400С); для районов с пониженными температурами (от – 40 до – 500С) допустимый радиус изгиба должен быть не менее 20 наружных диа-метров кабеля. При совместной прокладке трубных и электрических прово-док по установленным сборным кабельным конструкциям трубы и пневмо-кабели следует располагать ниже электропроводок.
Прокладка трубных проводок скрыто под штукатуркой, в заливае-мых бетоном перекрытиях или непосредственно в земле запрещается; при необходимости подвода к приборам и оборудованию по полу трубные про-водки должны прокладываться в каналах со съемным перекрытием.
Независимо от функционального назначения все трубные проводки должны быть замаркированы. Маркировочные знаки, наносимые на бирки, должны соответствовать маркировке трубных проводок по проекту. Марки-ровочные бирки должны быть прочно прикреплены к трубам во всех местах, где заканчивается непрерывная линия трубной проводки в каждом помеще-нии.

3.6.6 Монтаж электропроводок
Электропроводки систем технологического контроля и автоматиче-ского регулирования представляет собой комплекс, состоящий из кабельных линий и линий электрических проводов, проложенных и закрепленных на элементах зданий и сооружений.
Электропроводки предназначены для целей измерения, управления и сигнализации и служат для соединения приборов, регуляторов, аппаратуры управления и других средств автоматизации, устанавливаемых вне щитов и пультов, с приборами и аппаратурой, расположенными на щитах и пультах, а также между собой.
По месту прокладки различают: наружные электропроводки, прокла-дываемые по наружным стенам зданий и сооружений, между ними и под навесами, и внутренние – прокладываемые в закрытых помещениях. Наруж-ные и внутренние электропроводки могут быть открытыми (прокладка по наружным поверхностям стен, потолков, ферм и т.п.) и скрытыми (прокладка в конструктивных элементах зданий и сооружений, а также в земле).
По способу исполнения электропроводки разделяются на электропро-водки, прокладываемые в защитных трубах, коробах, лотках, по кабельным конструкциям, в каналах, туннелях, блоках, коллекторах, в земле (транше-ях).
Электропроводки прокладывают по кратчайшим расстояниям между соединяемыми приборами и средствами автоматизации, параллельно стенам, перекрытиям и колоннам, с минимальным количеством поворотов и пересе-чений, удобно располагают для монтажа и эксплуатации, а также достаточно удаляют от мест с повышенной температурой, технологического оборудова-ния и электрооборудования, силовых и осветительных линий, избегая пере-крещивания с другими электропроводками и технологическими трубопрово-дами. Трасса выбирается с учетом наименьшего расхода проводов и кабеля. Электропроводки защищают от механических повреждений, коррозии, виб-раций и перегрева; координируют относительно строительных сооружений. Трасса должна быть согласована с установкой технологического оборудова-ния и прокладкой трасс электропроводок электроснабжения и силового обо-рудования.
Прокладка в коллекторах кабелей электропроводок систем автомати-зации совместно с газопроводами и трубопроводами, транспортирующими легковоспламеняющиеся  и горючие жидкости, не допускается.
Незащищенные изолированные провода, применяемые в электропро-водках систем автоматизации, должны быть надежно защищены от механи-ческих повреждений, воздействия повышенной температуры, влаги и агрес-сивной среды.
Защиту электропроводок, прокладываемых в производственных по-мещениях и наружных установках с большим количеством проводов в пото-ке, рекомендуется выполнять стальными коробами. Для открытых электро-проводок применяют короба со съемными крышками, для скрытых – глухие короба.
При открытой прокладке электропроводок в сухих помещениях, где отсутствуют газы, вредно действующие на изоляцию проводов, и возмож-ность механического повреждения рекомендуется использовать стальные лотки. Высота установки лотков не должна быть меньше 2 м от уровня пола или площади обслуживания. В щитовых помещениях и помещениях, в кото-рые имеет доступ только обслуживающий персонал, высота лотков не нор-мируется.
Электропроводки в защитных трубах следует применять лишь в тех случаях, когда не рекомендуется или нецелесообразны другие способы про-кладки: в коробах, лотках и т.д. Защитные трубы в наружных установках прокладывают по конструкциям зданий и сооружений, по технологическим и кабельным эстакадам.
Прокладка защитных труб в земле (траншеях) запрещается. Высота прокладки электропроводок в защитных трубах от уровня пола не нормиру-ется.

3.7  Питание средств КИП

Питание средств автоматизации осуществляется очищенным и осу-шенным воздухом из заводской магистрали.
Качество сжатого воздуха КИП удовлетворяет требованиям ГОСТ 17433-80 (должно быть не ниже 1 класса загрязненности).
На случай аварийного исчезновения воздуха КИП предусматривается ресивер из расчета часового запаса сжатого воздуха.
Бесперебойное питание системы управления и системы ПАЗ осуществ-ляется в соответствии с ПУЭ от сети переменного тока напряжением 380/220 В по особой группе I категории электроснабжения. В качестве третьего неза-висимого источника электроснабжения используется источник бесперебойно-го питания, рассчитанный на работу в течении 30 минут.

3.8 Монтаж средств КИП

Все применяемые на установке устройства и приборы имеют сертифи-каты Госстандарта России, разрешения на применение Госгортехнадзора России, подтверждающие их технические характеристики и соответствие тре-бованиям безопасности.
Наружные датчики размещаются в металлических обогреваемых и необогреваемых шкафах или непосредственно на технологическом оборудо-вании и трубопроводах.
Шкафы КИП устанавливаются максимально приближенно к месту от-бора импульса.
В проекте предусмотрено заземление всех средств автоматизации, к которым подведено напряжение.
Проектом предусмотрен обогрев шкафов с КИП, импульсных трубок, выносных камер уровнемеров, а также регулирующих и отсечных клапанов, устанавливаемых на трубопроводах с продуктами, требующими защиты от замерзания.

 
4 Безопасность и экологичность проекта

4.1 Анализ безопасности проектируемого объекта

Установка находится на открытой площадке, что требует надежной герметизации оборудования, трубопроводов и арматуры, для предупрежде-ния загрязнения воздушного бассейна и промплощадки.
Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются водородсодержащий и углеводородный газы, пары масленых фракций, ко-торые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.
 Основные источники опасности связаны с:
- наличием большого количества ЛВЖ в аппаратуре и трубопрово-дах;
- ведением технологического процесса при высоких температурах температурах и давлениях (t = +190  +3600С, Р до 46 кгс/см2);
- наличием электрооборудования и освещения;
- возможностью ожогов персонала при контакте с нагретым обору-дованием и трубопроводами;
На производстве имеются следующие опасные и вредные производ-ственные факторы.
Опасные производственные факторы:
- движение механизмов и транспортных средств;
- расположение оборудования на высоте;
- горячие поверхности;
-давление в сосудах;
-электрический ток;
Вредные производственные факторы:
- аномальные метеорологические условия (температура, влажность);
- неблагоприятное естественное освещение;
-шум;
-вибрация;
Таблица 4.1 - Токсические свойства применяемых и образующихся веществ

Наименование веще-ства Агрегат¬ное со¬стояние Класс опасно-сти ПДК, мг/м3 Характер
Воздействия
 на ор¬ганизм
1 2 3 4 5
Масло дистиллятное депарафинированное вак.погон  Жидкость  4 300 Малотоксичные
Масло дистиллятное депарафинированное вак.погон  Жидкость  4 300 Малотоксичные
Масло дистиллятное депарафинированное 4вак.погон  Жидкость  4 300 Малотоксичные
Масло остаточное де-парафинированное Жидкость  4 300 Малотоксичные
Компонент дистил¬лят-ный Жидкость  4 300 Малотоксичные
Компонент остаточ-ный
 Жидкость  4 300 Малотоксичные
Водород (в составе водородсодержащего газа не менее 75%) Горючий газ   Хроническое отрав-ление, сла¬бость, утомляемость, голов-ная боль
Сероводород Горючий газ 2 10 Раздражающее дей-ствие на дыхательные пути и глаза
15% раствор МЭА Жидкость 3 0.5 Расстройство органов дыхания, нервной си-стемы, печени
Насыщенный раствор МЭА Жидкость 3 0.5 Расстройство органов дыхания, нервной си-стемы, печени
Азот Газ   Удушающее действие из-за отсутствия кис-лорода
Этан (в составе угле-водородного газа) Газ 4 300 Хроническое отрав-ление, вы¬ра¬жающееся в функцио¬наль¬ном расстройстве, со-провож¬даю¬щееся сла-бо¬стью, утомляемо-стью, сонливо¬стью, головной болью
 Продолжение таблицы 4.1
1 2 3 4 5
Пропан (в составе уг-ле¬водородного газа) Газ 4 300 Хроническое отрав-ление, выра¬жающееся в функциональном расстройстве, сопро-вождаю¬щееся слабо-стью, утомляемостью, сонливостью, голов-ной болью.
Бутан (в составе угле-во¬дородного газа) Газ 4 300 Хроническое отрав-ление, выра¬жающееся в функциональном расстройстве, сопро-вождаю¬щееся слабо-стью, утомляемостью, сонливостью.
Метан (в составе угле-водородного газа) Газ 4 300 Хроническое отрав-ление, выра¬жающееся в функциональном расстройстве, сопро-вождающееся слабо-стью, утомляемостью, сонливостью, голов-ной болью.

Таблица 4.2 - Пожароопасные свойства веществ и материалов

Наименование
вещества Агрегатное состояние Температура, С Концентраци-онные преде-лы воспламе-нения, %
  Вспыш-ки Самовос-пламене-ния Вос-пламе-нения Ниж-ний Верхний
1 2 3 4 5 6 7
Масло дистил-лятное депара-финированное вак.погон  Жидкость  180    
Масло дистил-лятное депара-финированное вак.погон  Жидкость  180    
Продолжение таблицы 4.2
1 2 3 4 5 6 7
Масло дистил-лятное депара-финированное 4вак.погон  Жидкость  180    
Масло остаточ-ное депарафи-нированное Жидкость  180    
Компонент ди-стиллятный Жидкость  180 300 215  
Компонент остаточный Жидкость  230 300 215  
Водород  Газ  570  4.2 75
Сероводород Газ  246  4.3 45.5
15% раствор МЭА Жидкость  450   
Насыщенный раствор МЭА Жидкость 85 410 461 3 17.9
Азот Газ     
Этан  Газ  472  2.9 15
Пропан  Газ 96 470  2.3 9.4
Бутан  Газ 69 405  1.8 9.1
Метан  Газ  537  5.28 14.1

Таблица 4.3 - Характеристика проектируемого объекта по пожарной и взрывной опасности
Наименование помеще-ния Категория помещения по пожарной и взрывной опасности по
НПБ 105-95 Класс помещения по
пожарной и взрывной
опасности по ПУЭ
Насосная ВСГ Ан В-1г
Наружная аппаратура Ан В-1г
Операторная Д -

4.2 Техника безопасности
4.2.1 Безопасность оборудования проектируемого объекта

С целью обес¬печения требований безопасности проектом предусмот-рены:
- аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы;
- операторная во взрывоустойчивом исполнении с глухими стенами без оконных проемов, вход в операторную через тамбур с двойными защит-но-герметическими дверями;
- все технологическое оборудование выполнено с учётом повышенной опасности продукта, принято повышенное расчётное давление, уплотнение выполнено по типу «шип - паз» с металлической прокладкой, жёсткость кор-пусных фланцев обеспечивается увеличенной толщиной;
- все аппараты, работающие при высоких температурах выполнены с теплоизоляцией;
- предусматривается производство ремонта по системе ППР агрегат-но- узловым методом с применением и использованием холодного резерва оборудования и аппаратуры наиболее ответственных и быстроизнашиваю-щихся узлов и деталей;
- противоаварийная система защиты (ПАЗ), обеспечи¬вающая сраба-тывание блокировок при нарушениях норм технологического режима, мо-гущих повлечь за собой аварии. Отсечная арматура, входящая в систе¬му ПАЗ, установлена на линиях подачи сырья в аппараты, у насосов, на выходе с установки;
- система распределенных датчиков и непрерывный контроль за уровнем загазованности территории и производственных помещений по зна-чениям пределов взрываемости;
- система оповещения персонала установки и диспет¬чера завода при возникновении аварийных ситуаций.
В соответствии с требованиями ПУЭ, СНиП 4.05.06 "Электротехниче-ские устройства", ГОСТ 12.1.030 "Электробезопасность. Защитное заземле-ние, зануление" и технической документацией заводов-изготовителей выпол-нены следующие мероприятия:
- обслуживание, эксплуатацию и ремонт электрооборудования произ-водит  обученный персонал, прошедший проверку знаний в квалификацион-ной комиссии;
- на установке находятся основные и дополнительные средства защи-ты от поражения электрического тока (индикатор напряжения, диэлектриче-ские перчатки, диэлектрический коврик, клещи, диэлектрический инструмент и т.д.)
- доступ в помещение аппаратной и комнаты источника бесперебой-ного питания разрешен только персоналу допущенному в соответствии с приказом главного инженера предприятия; 
- открытые токоведущие части ограждены от случайного прикосно-вения;
- выполнено защитное заземление (зануление) всего оборудования;
- заземление системы управления и системы СПАЗ  и объедено в от-дельный контур (от силового оборудования).

4.2.2 Требования безопасности при эксплуатации проектируемого
 борудования
К обслуживанию данной установки допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в цехе теоретическое и практическое обучение по данному рабочему месту в объёме программы определяемой квалификационными ин-струкциями и сдавшие экзамены квалификационной комиссии на допуск к са-мостоятельно работе.
Периодическая проверка знаний по данному рабочему месту произ-водится один раз в год, через 6 месяцев оператор проходит инструктаж в объёме перечня инструкций по профессии.
Оператор несет ответственность в административном порядке за:
- несоблюдение технологического режима, правил техники без-опасности и промышленной санитарии, за неправильную эксплуатацию установленного оборудования;
- за аварии, происшедшие из-за несоблюдения установленного тех-нологического режима;
- за оставление рабочего места, в случае невыхода на работу  сменного аппаратчика до прибытия замены, без разрешения начальника смены или по вызову;
- за нарушение внутризаводского распорядка.
Несоблюдение требований техники безопасности и пожарной безопас-ности, нарушение правил эксплуатации оборудования и систем управления процессом могут привести к несчастным случаям, пожару.
Поэтому нужно строго выполнять требования технологических норм по ведению режима, инструкций по технике безопасности, пожарной без-опасности, осуществлять постоянный контроль за работой оборудования и приборов КИП и А. Все работники станции должны уметь правильно поль-зоваться спецодеждой, спецобувью, рукавицами, каской.
Запрещается:
- работать в открытой летней обуви (босоножки, сандалии);
- стирать спецодежду на территории установки;
-  развешивать для просушки спецодежду и класть на горячие по-верхности горючие предметы;
Все работники установки должны четко знать условия применения и правила пользования противогазами.
Все работники установки должны уметь делать искусственное дыха-ние и оказывать первую помощь.

4.3  Производственная санитария

4.3.1  Метеорологические условия
Нормы метрологических условий труда в рабочих зонах производ-ственных помещений должны обеспечиваться согласно СНиП 2.04.05-91  и СанПиН 2.2.4.548-96 [7] .

Таблица 4.4 - Нормы метеорологических условий в рабочей зоне

Характери-стика поме-щения Катего-рия ра-боты Период го-да Температу-ра воздуха, С Относитель-ная влаж-ность воз-духа, % Скорость движения воздуха, м/с
   Опт Доп  Опт Доп  Опт Доп
Оператор-ная Лег¬кие ра¬боты Теплый

Холодный и переход-ной 22-25

20-23 21-27

19-25 60-40

60-40 ≤75

≤75 0.2-0.5

0.3 0.5-0.7

0.3

В холодный и переходной период года помещение операторной обогрева¬ется системой парового отопления.
В теплое время года температура в помещении регулируется с по-мощью кондиционера и естественной вентиляции. Вентиляция происходит через вы¬тяжные каналы, форточки и фрамуги зданий.
Влажность воздуха в помещении, помимо использования кондицио-нера можно поддерживать и с помощью влажной уборки помещения.

4.3.2 Вентиляция
В здании операторной выполнена постоянно-действующая приточ-но-вытяжная вентиляция, обеспечивающая избыточное давление за счет превышения объема приточного воздуха над вытяжным.
Для приточной вентиляции забор воздуха производится на высоте 15 м, где исключено образование взрывоопасных смесей.
Удаляется воздух естественным путем, через шахты в кровле с де-флекторами. В шахтах установлены клапаны с автоматическим управлени-ем для регулирования расхода вытяжного воздуха. Оборудование приточ-ной установки обеспечивает фильтрацию и нагрев воздуха в отопительный период, охлаждение в летний период.
 Согласно СНИП 2.04.05-91 (новая редакция 41-01-2003) «Отопление, вентиляция и кондиционирование» вентиляция должна обеспечивать воздухо-обмен в помещении не менее трёхкратного.
Количество удаляемого или подаваемого в помещение воздуха опре-деляется по формуле:
L=KV,                                                      (4.1)

где:
 K=3 – кратность воздухообмена в час, 1/ч;
 V=423,5 м3 – объём помещения;
L=3423,5=1270,5 м3/ч.
 Давление в защищаемом помещении  должно составлять не менее 10 Па по отношению к не защищаемому.
4.3.3. Освещение
Для Волгограда, расположенного южнее 63с.ш. нормированное значение КЕО (коэффициент естественной освещенности) определяется по формуле:
eN=eH·mN;                                                        (4.2)                 
где N-номер группы обеспеченности естественным светом, для Волго-града N=2;
eH=1.5-нормированное значение КЕО согласно СНиП 23-05-95;
mN=0.9-коэффициент светового климата;
eN=1.5·0.9=1.35.

Таблица 4.5 - Характеристика естественного освещения

Наименова-ние помеще-ния Вид осве-щения Характеристи-ка зрительной работы Наимень-ший размер объекта различения, мм Нор-ма КЕО, %
Операторная Боко-вое Средней точ-ности 0.5-1.0 1.35

Расчет искусственного освещения

Расчет проводится по методу светового потока. Работа средней точ-ности, освещение общее. Для освещения помещения операторной люминес-центными лампами  ЛДЦ-20 применяются многоламповые светильники с экранирующей решеткой типа ОДР. Каждый светильник на 4 лампы. Для люминесцентных ламп :

Fл=100·Ен·S·z·kз/Nn                                             (4.3)

Fл=820лм-световой поток каждой лампы
Ен=200лк-минимальная нормируемая освещенность
S=144м2-площадь помещения
Z=1.1-поправочный коэффициент светильника
Kз=1.2-коэффициент, учитывающий снижение освещенности
n =4-число ламп в светильнике
=48  -коэффициент использования светового потока
I=S/(Hp(A+B))=144/(5(12+12))=1.2                                                          (4.4)
Нр=5м-высота подвеса
А=В=12м-ширина и длина помещения
 =48                                             
N=100·EH·S·z·kз/Fлn=100·200·144·1,1·1,2/(820·48·4)=24.14             (4.5)
N==100·200·144·1,1·1,2/(820·48·4)=24,14            
Количество светильников в помещении операторной N=25шт

Расчет искусственного освещения колонны

Колонный аппарат находится на открытой площадке. На колонне имеется семь смотровых площадок. Площадь одной смотровой площадки S=18м2. число светильников на площадке n. В каждом светильнике по од-ной лампе. Использу¬ется светильник повышенной надежности против взрыва НОБ-300, тип лампы БК-100, норма освещенности Ен=100лк.
Для расчета применяется метод удельной мощности.
Рл=p·S/n                                                        (4.6)
Рл=100Вт-мощность лампы
р=8,9Вт/м2-удельная мощность
Количество светильников на одной площадке:
n=p·S/Рл=8.9·18/100=1.6                                                                         (4.7)
Принимаем число светильников на одной площадке: 2шт.
Количество светильников на колонне: 14шт

Таблица 4.6 - Характеристика искусственного освещения

Наименова-ние поме-щения Вид осве-щения Характери-стика зри-тельной ра-боты Наименьший размер объ-екта разли-чения, мм Норма освещенно-сти Ен, лк Количе-ство све-тильни-ков
Оператор-ная Искус-ственное Средней точности 0.5-1 200 25
Колонна К-3 Искус-ственное Малой точ-ности 1-5 100 14

4.3.3 Шум
Таблица 4.7 - Допустимые уровни шума по ГОСТ 12.1.003-83

Рабочие места Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах
со среднегеометрическими частотами, Гц Уровни звука и эквивалентные уровни звука,
дБА
 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 
Операторная 71 61 54 49 45 42 40 38 50

Для снижения шума от работающих установок предусматриваются следующие мероприятия:
- вентиляционные установки и холодильные блоки кондиционеров  располагаются в отдельных специальных помещениях с ограждающими конструкциями, предотвращающими поступление шума наружу;
- окружные скорости вентиляторов и скорости движения воздуха по воздуховодам, в воздухораспределительных устройствах приняты  с уче-том обеспечения оптимальных шумовых характеристик для данных поме-щений;
- воздуховоды присоединяются к вентоборудованию при помощи гибких вставок;
- оборудование выбрано с пониженными шумовыми характеристи-ками.
4.4 Пожарная безопасность

4.4.10  Пожарная безопасность устройства проектируемого объекта
Процесс гидроочистки депарафинированных масел протекает при темпе¬ратуре до 370С и давлении свыше 25 кгс/см2. Наличие в аппарате водородсо¬держащего газа создает повышенную пожарную опасность при эксплуатации установки.
Основные требования пожарной безопасности:
- территория установки постоянно содержится в чистоте и порядке. Горючий хлам собирается в отведенных местах и периодически вывозится;
- использованный обтирочный материал складывается в металличе-ские ящики, установленные в специально отведенных местах;
- в летнее время вся территория установки и закрепленные участки убираются от травы;
- для курения на территории установки отводится специально обо-рудованное для этой цели место;
- отогревание застывших трубопроводов и аппаратуры при помощи огня катего¬рически запрещается; 
- запрещается въезд машин, тракторов и других видов транспорта на террито¬рию установки без письменного разрешения начальника уста-новки, старшего оператора с записью в вахтовом журнале;
- обслуживающий персонал установки следит за наличием и ис-правностью средств пожаротушения; 
При ликвидации загораний и пожара на установке используется во-дяной пар, песок, кошма, пенные и углекислотные огнетушители. Вызов пожарной ко¬манды производится по телефону или извещателем пожарной части.
До прибытия пожарной команды обслуживающий персонал уста-новки под руководством старшего оператора приступает к тушению пожа-ра:
- при загорании жидких нефтепродуктов применяют пар, пенные ог-нетуши¬тели, песок, кошму, химическую пену;
- при загорании электрооборудования тушение производится угле-кислотными ог¬нетушителями. Если напряжение снято, то можно тушить любыми средст¬вами;
- при загорании строений, зданий применяется вода, пенные огнету-шители.
На установке имеются следующие средства пожаротушения:
- система пожарного водопровода по периметру установки;
- система пожаротушения пеногенераторной установкой, находящей-ся в насосной;
- система пожаротушения;
- пожарный инвентарь: пожарные ящики с песком, лопаты, огнетуши-тели ОУ-2 и ОХП-10.
В распределительных устройствах предусмотрены комплекты специ-альных приспособлений (огнетушители, ящики с песком, плакаты по Т.Б. и др.)
Наружное пожаротушение на установке осуществляется из пожарных гидрантов, расположенных на сети противопожарного водопровода завода. Расчётный расход воды 120л/с. По периметру установки имеется 8 лафетных стволов для подключения прибывших на пожар пожарных машин.
Для отслеживания очагов возгорания и раннего оповещения о пожаре на данном объекте внедрена система «Гамма». Система включает в себя око-ло 30 датчиков пламени расположенных не только на территории наружной установки, но и в помещениях операторной, венткамер и распредпункта, также в этих помещения установлены датчики задымленности и стационар-ная автоматическая установка газового пожаротушения.
Таблица 4.7 - Характеристика электрооборудования, применяемого во  взрывоопасных зонах производства приготовления присадки
    Наименование эл.оборудо-вания , в т. ч. КИПиА  и регуляторов
    Класс
взрывоопасной
зоны  Уровень
взрывозащиты  Вид
взрывозащиты
Эл. двигатель В-1а IP54 1ЕхiIIАТ1
Светильники В-1а IP54 1ЕхiIIАТ1
4.5 Безопасность в условиях чрезвычайных ситуаций   

Аварийное состояние установки может возникнуть в следующих слу-чаях:
1. При прекращении подачи сырья.
2. При прекращении подачи пара.
3. При прекращении подачи воды.
4. При прекращении подачи электроэнергии.
5. При прекращении подачи воздуха КИП.  
6. При пропуске в корпусе аппарата.
7. При разрыве трубопроводов подачи орошения и трубопроводов, по которым  перекачиваются продукты с высокой температурой нагрева.
8. При разрыве газовой и бензиновой линии.
9. При скоплении газа на территории установки.
10. При поступлении на установку обводненного сырья.
Возможен ряд других аварийных положений, связанных с нарушени-ем обслуживающим персоналом правил технической эксплуатации установ-ки.
При возникновении аварийной ситуации на установке необходимо не-медленно сообщить администрации цеха и диспетчеру предприятия и при-нимать меры в соответствии с «Планом локализации аварийных ситуаций».
Аварийная остановка установки осуществляется как и нормальная, только в очень короткое время и в более сложных условиях.
Во время ликвидации аварийного положения решающее значение имеют:
- отличное знание технологической схемы,
- правильность действий и четкость работы обслуживающего персо-нала.
На насосное оборудование установлен комплекс КОМПАКС, который следит за отказом оборудования и предупреждает аварийную обстановку.
Наиболее тяжелые последствия для функционирования установки представляют возможные взрывы паровоздушных смесей, связанных с взры-вом емкостного оборудования с ЛВЖ.
В этом случае в зоне полного разрушения может оказаться площадь большого радиуса.

4.6 Защита окружающей среды

4.6.1  Защита атмосферы
Для подогрева газосырьевой смеси до температуры реакции на установке работают три печи беспламенного горения. В качестве топлива используется природный газ. В печах отсутствует химический недожог топлива, природный газ практически не содержит сероводород. Поэтому в продуктах сгорания печей, выбрасываемых в атмосферу, содержание вред-ных газов незначительно.

Таблица 4.8 Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу

Наименование
вещества Наименование
источника
выделения Содержа-ние

    мг/м3 Выброс

  г/с ПДК, мг/м3
    максимальн.
разовая Средне-
суточная

Углеводоро-ды
Сероводород
Диоксид серы
Оксид углерода
Оксид азота Выбросы через дымовые тру-бы печей (3шт) 6.923
0.22
28.901
42.857
31.978 110 5
0.008
0.5
4.0
0.085 5
0.008
0.5
4.0
0.085
Углеводороды
Сероводород Выброс через вен-тиляционную трубу ком-прессорной 461.538
128.203 680 5
0.08 5
0.08
                

Для раннего оповещения о загазованности на территории установки и предупреждения дальнейшего распространения вредных веществ в атмосфе-ру, предусмотрена система непрерывно контролирующая содержание вред-ных веществ в воздухе. Превышение концентрации вредных веществ на ка-ком либо участке установки приводит к срабатыванию световой и звуковой сигнализации в операторной и на территории установки.
Дренирование оборудования, его дегазация и аварийные выбросы производится через заглубленную емкость в факельный коллектор или в трубопровод топливного газа и затем, как вторичное топливо этот углеводо-родный газ поступает к печам других установок.

4.6.1  Защита гидросферы
Таблица 4.9 Характеристика сточных вод

Наимено-вание при-меси Наимено-вание  ис-точника об-разова-ния Содержание примесей Количество сточных
 вод, м3/ч Требования
к
содержанию примесей в сточной воде
мг/л ПДК,
мг/л
Нефтепро-дукты аппараты насосных 600мг/л 
220 не более 800 0,5
Сульфиды  10мг/м3  не более 20 отсутствие

Проектирование, строительство и эксплуатация водопроводов и кана-лизации взрывопожароопасных производств выполняется в соответствии с требованиями санитарных и строительных норм и правил, отраслевых нор-мативов:
- система канализации технологических объектов обеспечивает удале-ние и очистку химически загрязненных, технологических, смывных и других стоков;
- для технологических объектов, как правило, предусмотрены локаль-ные очистные сооружения;
- запрещается располагать колодцы на сетях канализаций, под эстака-дами технологических трубопроводов и в пределах оборудования наружных установок, содержащих взрывоопасные продукты;
- водоснабжение технологических систем предусмотрено с использо-ванием замкнутой системы водооборота;
- запрещено прямое соединение канализации химически загрязненных стоков с хозяйственно-бытовой канализацией без гидрозатворов.

Таблица 4.10 Жидкие отходы

Наименова-ние отхода Количество, кг/сут Условие (метод) обезвреживания Удельная норма
Отгон 10912 Используется в со-ставе котельного топлива 1.25% на 1т. сырья

Сточные воды сбрасываются на очистные сооружения предприятия, где проходят механическую очистку и физико-химическую обработку, после чего отводятся на станцию биологической очистки предприятия.
Твердых отходов на данной стадии производства нет.

 
5 Технико-экономические показатели

5.1 Цель и решаемые задачи организационно-экономической части проекта

Целью данного проекта является определение сметы затрат и расчет себестоимости единицы продукции установки гидроочистки масла.
Развитие технологий по производству гидроочистки  масла повышает требования к ведению технологического процесса. В связи с этим возрастает роль автоматизации и точности управления процессом.
В данном разделе дипломной работы выполняется расчет затрат на проведение мероприятий связанных с реконструкцией производства, которая включает расчет затрат на оборудование, расчет амортизационных отчислений, расчет заработной платы обслуживающего персонала, расчет трудоемкости работ, расчет затрат на энергию и прочее.
В дипломном проекте предлагается модернизировать процесс гидроочистки  масла за счет внедрения нового оборудования и систем КИПиА.
Необходимость модернизации оборудования автоматизации процесса гидроочистки дизельного топлива вызвана следующими факторами:
- производство вредное – необходимо сократить до минимума или исключить непосредственное участие человека в технологическом процессе;
- процесс гидроочистки дизельного топлива взрыво-пожароопасный, для управления таким процессом необходима система управления, которая позволит повысить количество точек контроля за режимом, организовать систему противоаварийной защиты, что в свою очередь повысит безопасность эксплуатации производства и снизит количество аварийных ситуаций.

5.2 Характеристика производства и продукции

Структура управления цехом, в состав которого входит данная установка, приведена на рисунке 5.1

Рисунок 5.1 Структура управления цехом
Взаимосвязь материальных потоков представлена на рисунке 5.2

Рисунок 5.2 Блок-схема входящих и выходящих потоков
Приём на установки энергоносителей из общезаводских коммуникаций производится по согласованию с представителями соответствующих вспомогательных цехов.
Согласно соответствующим инструкциям на установку принимается пар, вода, воздух,  подключается электроэнергия.

5.3 Расчетная часть

5.3.1 Расчет производственной мощности

Определяем баланс работы оборудования установки.
Результаты расчета сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1- График работы оборудования

Показатели Обоз-
наче-
ние Режим работы
непрерыв-ный Примечание
1 Календарный фонд времени Ткал
 365
 По календарю

2  Номинальный фонд времени Тн
 365
 Тн = Тк – Твых.,праздн
3  Простои:
• Капитальный ремонт
• Текущий ремонт 
Тппр
Ткр
Ттр 

----
15 В соответствии с графиком ППР

4 Эффективный фонд времени Тэ 350 Тэ = Тн – Тппр – Тнто

Определяем производственную мощность по формуле (5.1):

 М = N · n · Tэ ,  т/ч     (5.1),
где  М – производственная мощность установки, т/ч
N  – передовая техническая норма производительности оборудования, т/ч
n – количество установленных параллельно на установке единиц однотипного ведущего оборудования, за исключением резервного, шт.
Производительность установки принимаем равной проектной мощности оборудования 19,7 т/ч.
М = 19,7  24  1  350 = 165000 т/год
5.3.2.  Расчет основных производственных фондов установки
Основные производственные фонды - это часть производственных фондов, которая используется постепенно, сохраняя свою первоначальную форму, а свою стоимость переносит на продукт по частям в течение ряда лет в виде амортизационных отчислений.
Амортизацией называется процесс планомерного возмещения износа основных производственных фондов (ОПФ) путем перенесения утраченной ими стоимости на изготовляемую продукцию. Амортизация осуществляется в целях полной замены основных фондов при их выбытии.
Норма амортизации устанавливает среднегодовую величину снашивания ОПФ в % от их первоначальной стоимости.
Стоимость оборудования проектируемого производства определяем на основе спецификации оборудования, и устанавливается с помощью действующих прейскурантов оптовых цен на стандартное и нестандартное оборудование.
Расчет суммы амортизационных отчислений производится по формуле (5.2):
А= ,       (5.2)
где Ф – сметная стоимость основных производств. фондов (тыс. руб.);
 На – норма амортизации (%).
Стоимость производственного инвентаря и инструментов принимаем равной 0,5% суммарной стоимости оборудования основного и вспомогательного назначения.
Прочие затраты – затраты на благоустройство промышленной площадки, временные здания и сооружения, подготовку кадров, содержание дирекции строящегося объекта примем в размере 7% от стоимости объектов основного и вспомогательного назначения.
Стоимость и расчет амортизации основных производственных фондов проектируемого объекта отражена в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Стоимость и расчет амортизации основных производственных фондов цеха депарафинизации масел
Наименование групп фондов Стоимость, тыс.руб. Норма амортизации, % Сумма амортизационных отчислений, тыс.руб.
1. Здания   
1.1 Насосная 2274,21 1 22,74
1.2 Операторная 2982,14 1 29,82
1.3 Бытовое помещение 2750,1 1 27,5
2. Сооружения   
2.1 Автодороги 1595,97 3,2 51,07
2.2 Эстакады 1831,46 2,5 45,78
3. Передаточные устройства   
3.1 Трубопроводы 6597,7 6,1 402,45
3.2 Распределительная, осветительная и силовая цепь 29,21 5 1,46
5. Рабочие машины и оборудование   
5.1 Колонна 600,03 9 54
5.2 Печь трубчатая 355,65 9 32
5.3 Теплообменник 50,87 4 2,03
5.4 Смеситель 36,11 14,3 5,16
5.5 Сепаратор 15,18 12,5 1,89
5.7 Воздушный холодильник 56,17 15 8,42
5.8 Гидрозатвор 12,45 10 1,24
5.9 Фильтр рукавный Ф-13-90 41,36 12 4,96
5.10 Огнепреградитель 20,5 10 2,05
5.11 Ц/б насос 10НД6Х1 23,68 10 2,36
5. Энергетические машины   
5.1 Компрессор 5710,93 7,5 428,31
6.Оборудование КИПиА
6* Оборудование КИПиА с учетом реконструкции 1961
8500 10
10 196,1
850

7. Производственный инвентарь и инструмент 261,83 9 23,56
8. Прочие основные фонды 1397,43 9 125,76
Всего
Всего* с учетом реконструкции 28603,98
37103,98  1468,66
2318,66

Структура основных производственных фондов представлена в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Стоимость основных фондов и их структура

Наименование групп фондов Стоимость, тыс.руб. % к итогу
1. Здания 8006,45 21,57
2. Сооружения 5329,98 9,23
3. Передаточные устройства 6626,91 17,86
5. Рабочие машины и оборудование 1212,88 3,26
5. Энергетические машины 5710,93 15,39
6. Оборудование КИП
6* Оборудование КИПиА с учетом реконструк-ции 1961
8500 5,28
7. Производственный инвентарь и инструмент 261,83 22,9
8. Прочие основные фонды 1397,43 0,7
Всего
Всего* с учетом реконструкции 28603,98
37103,98 

5.3.3   Расчет оборотных средств
Оборотные средства – совокупность денежных средств, вложенных в оборотные фонды и фонды обращения с целью обеспечения непрерывности производственного процесса и процесса реализации оборудования.
Оборотные фонды, в отличие от основных, полностью потребляются в каждом производственном цикле, меняют свою вещественную форму и пол-ностью переносят свою стоимость на создаваемый продукт
Все оборотные средства по методам формирования делят на норми-руемые и ненормируемые. Для нормируемых оборотных средств устанавли-вают нормативы, которые служат основанием для определения потребности в оборотных средствах. Величина норматива зависит от объема производ-ства, условий снабжения и сбыта, длительности производственного цикла и других факторов.

Таблица 5.4 - Расчет затрат на оборотные средства

Наименование сырья, материалов, топлива, энергии, единицы измерения Норма расхода на единицу продукта Потребность на годовой объем производства Цена за единицу, руб. Стоимость годового расхода, тыс. руб.
1 2 3 4 5
1. Сырье:        
1.1 Смесь масленых фракций, т 25,7 165000 3539 583935
1.2 ВСГ, нм3 28,8 185000 63,8 11803
Итого по ст.1    595738
2. Топливо и энергия на технологические цели    
2.1 Вода техническая, м3 2,5 16006 1,3 20,8
2.2 Пар, ГКал 2,6 16648,5 266,8 4441,8
2.3 Электроэнергия, кВт/ч 1,1 7042,7 2,1 14,78
Итого по ст.2    4492,18
Всего    600230,18

 
Норматив оборотных средств по сырью, материалам и топливу опре-деляется  по формуле:
Н = НЗАП·  ,      (5.3)
 где    НЗАП – норма запаса в днях;
Р – расход сырья, материалов, топлива, т;
Ц – цена единицы сырья, руб.
 
 Норматив по сырью:
Нс =  тыс. руб.

Норматив по энергозатратам:
    Нэ =  тыс. руб.
Норматив по МБП (малоценным и быстроизнашивающимся предме-там) определяется как 0,5% от баланса стоимости оборудования:
Нмбп = 1212,88 · 0,5/100=6,06 тыс. руб.

Норматив по запасным частям для ремонта определяется как 1,5 % от баланса стоимости оборудования:
Нз.п.ч. = 1212,88 · 1,5/100 = 18,19 тыс. руб.

Таблица 5.5 - Расчет норматива оборотных средств

№ Элементы оборотных средств Сумма, тыс. руб.
1 Сырье 34042,17
2 Топливо и энергия 256,69
3 МБП 6,06
4 Запасные части для ремонта 18,19
5 Итого оборотных нормируемых средств 34323,11
6 Ненормируемых оборотных средств (9% от ст.5) 3089,08
7 Всего норматив оборотных средств 37412,19

5.3.4  Расчет фонда заработной платы  персонала

Организация труда и отдыха на установке регламентирована коллективным договором. В соответствии с коллективным договором продолжительность рабочего времени устанавливается из расчета 40 часов в неделю.   Режим труда устанавливается в правилах внутреннего трудового распорядка по согласованию с профсоюзным органом с учетом характера производства, специфики и условий работы. Любые изменения режима труда согласовываются с профсоюзной организацией.
Продолжительность рабочего времени при суммированном учете рабочего времени не может быть более 12 часов в сутки. Графики сменности составляются работодателем с учетом производственной необходимости.
Персонал (трудовые ресурсы) предприятия – основной состав квалифицированных работников предприятия, фирмы, организации.
Обычно трудовой персонал предприятия подразделяют на производственный персонал и персонал, занятый в непроизводственных подразделениях.
 Производственный персонал – работники, занятые в производстве и его обслуживании. Рабочие – основная категория производственного персонала. Рабочие, в зависимости от их участия в производстве, делятся на основных и вспомогательных.
Основные рабочие непосредственно участвуют в процессе производства, т.е. воздействуют на предмет труда или управляют производственным оборудованием. Вспомогательные рабочие обеспечивают нормальное течение основного производства. Они осуществляют ремонт оборудования КИП, контроль за ходом процесса, качеством сырья и готовой продукции, транспортировку и перемещение готовой продукции.
Руководители – работники, занимающие должности руководителей предприятий (директора, мастера, главные специалисты и др.).
Специалисты – работники, имеющие высшее или среднее специальное образование, а также работники, не имеющие специального образования, но занимающие определенную должность.

Таблица 5.6 - Численность работников установки

№ п/п Наименование категории, профессии, должности Тарифный разряд Численность
   В смену Всего
1 2 3 4 5
1 Основные рабочие   
1.1 Старший оператор 6 1 6
1.2 Оператор 5 1 6
1.3 Машинист 6 1 6
 Итого по ст.1   18
2 Вспомогательные рабочие   
2.1 Слесарь   2
2.2 Газоэлектросварщик   2
2.3 Электрик   2
2.4 Приборист   2
 Итого по ст.2   8
3 Руководители и специалисты   
3.1 Начальник установки   1
3.2 Электромеханик установки   1
 Итого по ст.3   2
 Итого по ст.1,2   26
 Всего   28

 
Фонд заработной платы работников установки   рассчитывается, ис-ходя из принятой численности и действующей системы оплаты труда. Расчет заработной платы произведен в соответствии с действующим на предприя-тии-аналоге методом расчета по принятой системе оплаты труда.
На предприятии ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» действует повременно-премиальная система оплаты труда. Эта система оплаты труда представляет собой такую систему, при которой заработная плата начисляется в соответ-ствии с тарифной ставкой работника или окладом за фактически отработан-ное время.
Заработная плата подсчитывается по формуле:
ЗП = ТС· РВ     (5.4)  

где ЗП – заработная плата;
ТС – тарифная ставка присвоенного рабочему квалификационно-го разряда;
РВ – фактически отработанное время.
Оплата работ в выходные и праздничные дни осуществляется за отра-ботанное время согласно Трудовому кодексу РФ в двойном размере. Допла-та за работу в ночное время производится за фактически отработанное время в размере 40 % от расчетного тарифа.
Начисление премии рабочим производится на повременную оплату труда за фактически отработанное время в данном месяце. Суммарный раз-мер премии не может превышать 40% от повременной оплаты труда. Премия выплачивается по показателям работы отчетного месяца после получения полных данных о результатах работы этого периода.
Тогда зарплата за год одного работающего рассчитывается по форму-ле
ЗПг = 86,4 · 1792 = 154828,8 руб
Среднемесячная оплата труда:
ЗПср=ЗПг / 12 = 154828,8/12=12902,4 руб.   (5.5)          
Годовой фонд заработной платы
ФЗПГ=ЗП·Ч = 154828,8·6=928972,8 руб.     (5.6)
Социальные отчисления составляют 26 % от ФЗПГ:
СО = ФЗПГ·0,26 = 928972,8  · 0,26 = 241532,93 руб.   (5.7)
Доплаты рабочим за работу в праздничные часы – 100% часовой оплаты труда:
Дп = ТС · 2 · 52,4 · Ч = 86,4 · 2 · 52,8 · 6 =  54743,04 руб.  (5.8)
где 52,8 – среднее число праздничных часов в году.

Доплаты рабочим за работу в ночное время:
Дн =  584 · (ТС · 0,4) · Ч = 584 · (86,4 · 0,4) · 6 = 121098,24 руб. (5.9)
где 584 – число ночных часов  в году.

 Расчет тарифного фонда оплаты труда, доплат и надбавок представлен в таблицах 5.7, 5.8.

 
Таблица 5.7 - Расчет фонда оплаты труда работающих проектируемого производства

Наименование категории профессии Кол-во человек Разряд Час.тарифная ставка,оклад, руб. Тэф Среднемесячная ЗП одного работающего, руб. Годовой фонд ЗП работающих, руб. Социальные отчисления,руб.
1
 2 3 4 5 6 7 8
Основные рабочие            
Старший оператор 6 6 86,4 1792 12902,4 928972,80 241532,93
Оператор 6 5 73 1792 10901,3 784896,00 204072,96
Машинист 6 6 73 1792 10901,3 784896,00 204072,96
Итого по ст.1 18        2498764,80 649678,85
Электрик,
Приборист ,
Уборщик 
 (Отчисления подрядным ор-ганизациям)            
Итого по ст.2         637440,00 165734,40
Руководители и специалисты            
Начальник установки 1    26394,00 316728,00 82349,28
Электромеханик установки 1    19920,00 239040,00 62150,40
Итого по ст.3 2        555768,00 144499,68
Итого по ст.1,2 26        3136204,80 815413,25
Всего 28        3691972,80 959912,93
Таблица 5.8 -  Расчет доплат и надбавок работающих проектируемого производства

Наименование категории профессии Кол-во человек Доплата за праздничные дни Доплата за работу в ночное время Премия Сумма доплат Социальные отчисления
1 2 3 4 5 6 7
Основные рабочие           
Старший оператор 6 54743,04 121098,24 371589,12 547430,4 142331,904
Оператор 6 46252,8 102316,8 313958,4 462528 120257,28
Машинист 6 46252,8 102316,8 313958,4 462528 120257,28
Итого по ст.1 18 147248,64 325731,84 999505,92 1472486,4 382846,46
Электрик,
Приборист ,
Уборщик 
 (Отчисления подрядным орга-низациям)           
Итого по ст.2     254976 254976 66293,76
Руководители и специалисты           
Начальник установки 1     126691,2 126691,2 32939,71
Электромеханик установки 1     95616 95616 24860,16
Итого по ст.3 2     222307,2 222307,2 57799,87
Итого по ст.1,2 26     1254481,92 1727462,4 449140,22
Всего 28     1476789,12 1949769,6 506940,09
 
 Общий фонд заработной платы установки сведен в таблице 5.9:

Таблица 5.9 - Общий фонд заработной платы

Наименование показателей Сумма, тыс.руб.
1 2
1. ФЗП производственных рабочих, всего 4863,66
 - оплата труда 3136,2
 - доплата 1727,46
Социальные отчисления (30%) 1468,8
2. ФЗП ИТР, всего 778,07
 - оплата труда 555,76
 - доплата 222,3
Социальные отчисления 234,9
3. Общий ФЗП всех категорий 5641,74
Отчисления на соц. нужды 1703,7

 
5.3.5 Расчет затрат на производство продукции

5.3.5.1 Составление сметы общепроизводственных расходов
Расчет сметы по статье «Общепроизводственные (цеховые) расходы» сведен в таблицу 5.11.

Таблица 5.11 - Смета общепроизводственных расходов

№ Статьи расхода Сумма, тыс.руб.
1 Содержание руководителей, специалистов 778,07
2 Социальные отчисления 234,9
3 Амортизация ОПФ цехового назначения 336,93
4 Содержание зданий, сооружений 203,36
5 Отчисления в ремонтный фонд ОПФ цехового назначения 58,1
6 Охрана труда 1128,34
7 Прочие расходы 27,07
 Всего 2766,16

Расходы по статье «Социальные отчисления» определяются в процентах от статьи «Содержание руководителей, специалистов» и составляют в настоящее время 30,2%:

СО = 778,0730,2 % / 100%=234,9 тыс. руб.

5.3.5.3 Расчет себестоимости продукции
Учитывая все вышеприведенные статьи затрат, определяем себестоимость выпуска единицы продукции, которая равна цеховой себестоимости. Полная себестоимость не калькулируется, так как продукция установки не предназначена для реализации в качестве товарной продукции. Результаты расчета себестоимости единицы продукции и ее калькуляция отражены в таблице 5.12.
 
Таблица 5.12 - Проектная калькуляция себестоимости единицы продукции – 1 т масла
Наименование сырья, материалов, топлива, энергии, единицы измерения Норма расхода на единицу продукта Потребность на годовой объем производства Цена за единицу, руб. Стоимость годового расхода, тыс. руб. Продукция Кол-во Себестоимость
1 2 3 4 5 6 7 8
1 Сырье:              Выпуска, тыс. руб. Ед., руб.
1.1 Смесь масленых фракций, т 25,7 165000 3539 583935 масло, т 165000 610179,59 3698,05
1.2 ВСГ, нм3 28,8 185000 63,8 1180,3    
Итого по ст.1    595738    
2. Топливо и энергия на технологические цели        
2.1 Вода техническая, м3 2,5 16006 1,3 20,8    
2.2 Пар, ГКал 2,6 16648,5 266,8 4441,8    
2.3 Электроэнергия, кВт/ч 1,1 7042,7 2,1 14,78    
Итого по ст.2    4492,18    
Затраты на производство (без стоимости сырья, материалов)    9949,41    
Всего    610179,59 Итого  610179,59 
 

Продолжение таблицы - 5.12
Статьи затрат Себестоимость выпуска Себестои-мость едини-цы, руб.
 Норма расхода на единицу продукта Потребность на годовой объем производства Цена за единицу, руб. Стоимость годового расхода, тыс.руб. 
1 2 3 4 5 6
1. Сырье:     
1.1 Смесь масленых фракций, т 25,7 165000 3539 583935 
1.2 ВСГ, нм3 28,8 185000 63,8 11803 
Итого по ст.1    595738 
2. Топливо и энергия на технологические цели     
2.1 Вода техническая, м3 2,5 16006 1,3 20,8 
2.2 Пар, ГКал 2,6 16648,5 266,8 4441,8 
2.3 Электроэнергия, кВт/ч 1,1 7042,7 2,1 14,78 
Итого по ст.2    4492,18 
3. ЗП производственных рабочих    4863,66 
5. Отчисления на соц. нужды    1468,8 
5. Амортизация основных фондов    1356,6 
5. Амортизация основных фондов*    2206,6 
6. Общепроизводственные расходы    2734,16 
7. Цеховая себестоимость    1210665 7337,3
7. Цеховая себестоимость*    1214871 7350,7

 
5.3.5.4 Определение экономической эффективности проектируемого предприятия.

Таблица 5.13 - Выручка от реализации продукции

Продукция Кол-во, т/год Оптовая цена НДС Отпускная цена
  руб/т тыс. руб руб/т тыс.руб руб/т тыс. руб
Масленая фракция 165000 4067,85 671196,07 813,57 134239,05 8569,38 805434,3

Результаты расчетов экономической части данного дипломного проекта сведены в таблицу 5.15.

 
Таблица 5.14 - Основные технико-экономические показатели проектируемого производства.

Наименование показателей Единицы измерения Проектируемое производство Производство аналог
1 2 3 4
Мощность производства т/год 165000 165000
Годовой выпуск продукции т/год 165000 115500
Прибыль тыс.руб. 61015,66 42711
Основные фонды установки тыс.руб. 37103,98 25972,8
Норматив оборотных средств тыс.руб. 37412,19 26188,5
Число работающих чел. 28 28
Себестоимость годового выпуска тыс.руб. 1214871 849010
Себестоимость единицы продукции руб. 7350,7 5145,49
Материальные затраты на годовой объем тыс.руб. 606358,39 424451
Материальные затраты на единицу продукции руб. 3674,9 2572,43
Производительность труда в натуральном выражении т/чел 5892,85 4125

П = В – З                                                        (5.10)
                                  П=  1413946,91 - 1214871=199075,91  тыс.руб. 
П – прибыль
В – выручка от реализации продукции
З – затраты на производство продукции 
 Производительность труда в натуральном выражении
Пр.н=165000/28=5892,85 т/чел    (5.11)
Производительность труда в стоимостном выражении
Пр.с = В/Ч = 805434,3 /28  =  28765,5 .руб/чел             (5.12)    
Расчет рентабельности производства:
Р = П/Со.ф. + Со.с.       (5.13)    
Где П-Прибыль
Со.ф -Стоимость основных фондов
Со.с -Стоимость оборотных средств
Р =  61015,66 / ( 37103,98  +  606358,39) ·100% = 10%
Коэффициент показывает, сколько прибыли предприятие имеет с каждо-го рубля, затраченного на производство и реализацию продукции, т.е. на 1 рубль затрат прибыль составляет 0,1 рубля.
Расчет рентабельности  продукции:
Р = В - Сб /  Сб     (5.14)    
Где В-выручка
Сб -Стоимость основных фондов
Р = 199075,91 – 199075,91  /  1214871 ·100% =  16,39%
Рентабельности  продукции отношение прибыли от реализации продукции к полным издержкам (себестоимости) ее производства и обращения.

Выводы

В данном дипломе получение прямой прибыли от модернизации не планировалось, основным эффектом является безопасная эксплуатация взрыво-пожароопасного производства.
Благодаря внедряемому оборудованию система контроля, управления и блокировок будет отвечать всем нормам и требованиям правил промышленной безопасности. Также повысится надежность оборудования КИП, что в свою очередь позволит сократить количество остановок оборудования по ложным срабатываниям средств КИП и уменьшить время простоя установки. С помощью внедрения новых приборов и средств автоматизации число аварийных  остановок сократится примерно 0,3 по сравнению с производством аналогом.  Качество получаемой продукции будет более стабильно и снизится количество отбракованной продукции.

Заключение

Модернизация существующих систем автоматического управления технологическими процессами с помощью новых передовых цифровых си-стем и средств автоматизации с применением средств вычислительной техни-ки является перспективным направлением в развитии управления процессами в химической и нефтехимической промышленности.
В данном проекте рассмотрен вариант автоматизации процесса уста-новкой гидроочистки масла.
В литературно-патентном обзоре подробно описан мировой опыт конструкции основного аппарата – абсорбера. Описаны типовые схемы ав-томатизации подобных производств. 
Для модернизации производства предлагается использовать совре-менные средства автоматизации как отечественного, так и  импортного про-изводства.
Характеристики системы позволяют получить качество управления во многом превышающее технические требования, и поэтому позволяют реали-зовать множество дополнительных преимуществ, которые, в конечном счете, связаны со стоимостью эксплуатации, отсутствием нежелательных остановок и отказов, а следовательно и более низкой себестоимостью единицы продук-ции.
Все вышесказанное говорит в пользу применения подобных систем на предприятиях химической и нефтяной промышленности, а также в большом ряде других отраслей промышленности, где требуется точно поддерживать технологический процесс и принимать точные оперативные решения.

 
Список использованных источников доступен в полной версии работы

 Скачать: diplom-golovko.rar