Разработка основных разделов бизнес-плана ОАО «Мозырский НПЗ»

Сырье – широкая  дизельная фракция 180-360°С из резервуаров P-59,60 или Р-49,50 промпарков ЛК-бУ № 1,2, поступает на прием подпорного насоса Н-310 (Н-310а) и подается в теплообменник Т-306, где нагревается теплом гидроочищенной фракции, выходящей снизу колонны К-301 до 120–160°С и поступает на прием сырьевых насосов H-301–303,303а. Эти насосы подают его в тройник смешения, куда поступает циркулирующий водородсодержащий газ (ВСГ) от компрессора ЦК-301. Расход сырья обычно составляет 130–320 м³/час. Есть возможность приема прямогонного дизельного топлива по “жесткой схеме” из секции 100 на прием подпорного насоса Н-310(310а). После смешения газосырьевая смесь (ГСС) с температурой до 120–160°С поступает в межтрубное пространство сырьевых теплообменников T-301–303, где нагревается до 280–300°С. Далее ГСС поступает в печь П-301/1,2, где нагревается до 340–400°С и поступает в реактор Р-301, где на катализаторе при давлении на входе 5,0 МПа (изб) и температуре 330-390°С проходят реакции гидрирования серо- и азотсодержащих соединений (в большей степени), реакции гидрирования олефинов и полициклических соединений (частично). Процесс гидроочистки в реакторе Р-301 протекает с выделением тепла, поэтому для поддержания требуемой температуры на входе в реакторы Р-303/1 и Р-303/2 предусмотрена подача водородсодержащего газа от компрессора ЦК-301 (квенч) в трубопровод на выходе из реактора Р-301. Газопродуктовая смесь (ГПС) после реакторов Р-303/1,2 объединяется и поступает в трубное пространство теплообменников Т-303–301, где охлаждается потоком ГСС и далее направляется в горячий сепаратор С-1.

Часть потока ГПС после реакторов Р-303/1,2 поступает  помимо теплообменников T-303–301 сразу  в сепаратор C-1 для регулирования  температуры гидрогенизата. В горячем  сепараторе С-1 поток ГПС разделяется  на нестабильный гидрогенизат и парогазовую  фазу, часть которой поступает  в трубное пространство теплообменника Т-304, где отдает тепло потоку нестабильного гидрогенизата из сепаратора C-301, затем охлаждается в воздушном холодильнике X-301 до 20–55°С и входит в сепаратор C-301. Перед воздушным холодильником в поток газопродуктовой смеси подается химочищенная вода от насосов Н-31З, 314 для связывания и удаления аммиака, который образует соли аммония, вызывающие коррозию оборудования, из циркулирующего ВСГ. В сепараторе C-301 происходит разделение потока газопродуктовой смеси на нестабильный гидрогенизат, воду и циркуляционный газ. Циркуляционный газ направляется в абсорбер К-302, где очищается от сероводорода раствором МЭА. Очищенный ВСГ из абсорбера К-302 через сепаратор С-303 поступает на прием циркуляционного компрессора ЦК-301, который подает его в тройник смешения. Для компенсации израсходованного водорода и поддержания необходимого парциального давления водорода циркуляционный газ смешивается со свежим ВСГ, поступающим от компрессоров ПК-303, 304, в сепаратор С-301 или в линию нагнетания компрессора ЦК-301. Жидкость (р-р МЭА) из сепаратора С-303 сбрасывается периодически в сепаратор насыщенного МЭА С-304а.

 

Рисунок 5.1 – Технологическая схема секции 300/1 (гидроочистка дизельного топлива) установки ЛК-6У №2

 

 

Горячий нестабильный гидрогенизат из сепаратора C-I и нагретый в теплообменнике Т-304 нестабильный гидрогенизат из сепаратора C-301 объединяются и с температурой 210–250°С поступают в стабилизационную колонну K-301.

Вниз колонны K-301 подается водородсодержащий газ со щита сдува секции 300/1 или с установки PSA, который подогревается в газоподогревателе, установленном в газоходах печи П-301/1,2. Подача ВСГ, выполняющего функцию испаряющего агента, приводит к понижению парциального давления паров нефтепродуктов в колонне и облегчает испарение жидкого остатка. Щит сдува позволяет также сбрасывать ВСГ из реакторного блока секции 300/I в топливную сеть или на факел. Пары воды, бензина и углеводородный газ выводятся сверху колонны К-301 с температурой 150–200°С, проходят конденсатор-холодильник XK-301, где охлаждаются до температуры не более 50°С и поступают в сепаратор С-302, в котором происходит отделение газа от жидкости и разделение бензина и воды.

Бензин из сепаратора С-302 поступает в колонну К-308 для очистки от сероводорода очищенным углеводородным газом из абсорбера К-303, откуда он насосами Н-304,305 частично подается на орошение колонны К-301; балансовое количество бензина выводят с установки. Имеется перемычка из линии гидроочищенного дизтоплива в линию орошения колонны K-301 для регулирования температуры вверху К-30I при аварии насосов Н-304,305. Бензин из сепаратора С-302 выводится в этом случае в некондицию по байпасу колонны К-308.

Избыточный  бензин может выводиться:

в сырье колонны К-305 секции 300/2 при работе установки для производства реактивного топлива;

через линию некондиции на прием сырьевых насосов секции 100.

Вода из сепаратора С-302 периодически выводится в линию кислой воды с установки. Углеводородный газ из сепаратора С-302 поступает в абсорбер К-303, куда подается газ из сепаратора С-309 секции 300/2 и углеводородный газ с УЛГК (установки легкого гидрокрекинга), где они очищаются от сероводорода раствором МЭА. Раствор МЭА подается в абсорбер К-303 из емкости E-30I насосами Н-308, 309. При давлении 0,8–1,0 МПа в коллекторе регенерированного МЭА, поступающего с установки серы, насосы Н-308,309 можно не включать, а подавать его за счет давления в коллекторе. Часть углеводородного газа из абсорбера К-303 направляется в колонну К-308. Предусмотрена возможность сброса углеводородного газа из сепаратора С-302 помимо абсорбера К-303 в топливную сеть или на факел. Из колонны К-308 газ также можно вывести на факел.

Стабильная  гидроочищенная фракция уходит снизу  колонны K-301, охлаждается последовательно в теплообменнике Т-306 (межтрубное пространство), воздушном холодильнике Х-303 и поступает в емкость E-315, где происходит ее дополнительная сепарация. При необходимости гидроочищенное топливо после воздушного холодильника Х-303 можно сразу вывести на ТСБ. Газ, выделяюшийся в емкости E-315, выводится на факел, а дизельное топливо поступает на прием насосов Н-340 (310а) и откачивается на ТСБ.

Раствор МЭА  из емкости E-301 насосами Н-306,307 подается в абсорбер К-302 и абсорбер К-306, а насосами Н-308,309 в абсорбер К-303. В абсорбер К-307 раствор МЭА подается за счет давления в коллекторе регенерированного МЭА. Насосы Н-308, 309 используются также для откачки раствора МЭА из емкостей E-30I, 302 в период подготовки к ремонту. Насыщенный МЭА из К-302,303,306,307 подается в сепаратор С-304а, где происходит выделение газа и отделение жидких углеводородов от МЭА. В сепаратор С-304а также выводится раствор МЭА из сепараторов С-303,311. Раствор МЭА из сепаратора С-304а подается на установку регенерации МЭА. Нефтепродукт периодически дренируется вручную в емкость Д-207. Углеводородный газ из сепаратора С-304а поступает в колонну К-307 на очистку от сероводорода.

Все параметры  технологического режима установки  выведены на щит в операторной  и на монитор ПЭВМ секции 300/1. Схема установки приведена в приложении А.

5.3 Расчет производственной мощности установки гидроочистки дизельного топлива

Производственная  мощность (ПМ) установки гидроочистки дизельной фракции определяется из соотношения

 

ПМ = n·П_ч·Т_эфф.,                                                  (5.1)

 

где n – количество единиц ведущего оборудования; [9]

П_ч – часовая производительность единицы оборудования или техническая норма съема продукции в час;

Т_эфф. – эффективный фонд времени работы оборудования в год, ч.

ПМ = 1·252,5·7920 = 2000 тыс. тонн/год

Для определения  эффективного фонда времени работы оборудования в год составляется баланс рабочего времени ведущего оборудования по таблице 5.2.

Количество  дней планируемых остановок на ремонт определяется в соответствии с установленной  на предприятии системой планово-предупредительных  ремонтов (ППР). [9]

Таблица 5.2 – Баланс рабочего времени ведущего оборудования

Элементы времени	Значение
1. Календарный фонд рабочего времени  в днях	365
2. Выходные и праздничные дни	–
3. Номинальный фонд рабочего времени  в днях (п. 1 – п. 2)	365
4. Планируемые остановки, дней:
– на капитальные ремонты	30
– на текущие ремонты	4
– по технологическим причинам	1
5. Эффективный фонд рабочего времени  в днях (п. 3 – п. 4)	330
6. Эффективный фонд рабочего времени в часах (п. 5 количество часов работы в сутки)	7920
7. Коэффициент использования оборудования  во времени (п. 5/п. 1)	0,904

После расчета производственной мощности определяем необходимое количество оборудования (n) на планируемый выпуск продукции. Расчет производится по формуле:

 

n = В/(П_ч.·Т_эфф.),                                                    (5.2)

 

где В – плановый выпуск продукции  на год в натуральном выражении, тыс.тонн. [1]

n =2000/(252,5·7920) = 1 аппарат.

Баланс производственных мощностей предприятия приводится в таблице 5.3.

Коэффициент использования производственной мощности рассчитывается по соотношению:

 

К_исп. = В/М_сг.,                                                         (5.3)

 

где В – годовой выпуск продукции  в соответствующем периоде, тыс. тонн/год; [1]

М_сг. – среднегодовая производственная мощность установки, тыс. тонн/год. [1]

К_исп. = 2000/2000 = 1

Таблица 5.3 –  Баланс производственных мощностей предприятия

Наименование показателей	Значение
Производственная мощность входная, тыс. тонн/год.	2000
Вводимая мощность, тыс. тонн/год.	0
Выбывающая мощность, тыс. тонн/год	0
Среднегодовая производственная мощность, тыс. тонн/год	2000
Годовой выпуск продукции, тыс. тонн/год	2000
Коэффициент использования производственной мощности	1

 

5.4 Расчет производственной программы

В таблице 5.4 представлен расчет производственной программы в натуральном и  стоимостном выражении.

Объем продаж и объем товарной продукции не отличаются изменением остатков нереализуемой  товарной продукции на начало и конец  года. И так как производство характеризуется  небольшой величиной производственного  цикла, эти остатки можно условно  принять равными. В этом случае объемы товарной продукции и продаж будут  равны.

Товарная  продукция рассчитывается по формуле (5.4):

 

ТП = В·Ц,                                                                  (5.4)

 

где Ц –  оптовая цена предприятия на дизельное топливо, тыс. руб. [2]

ТП = 2 млн. тонн·624665,95 = 1249,3 млрд.руб.

 

Таблица 5.4 - Производственная программа установки

Наименование	Объем производства, тыс. тонн	Оптовая цена, тыс. руб.	Товарная продукция, млрд. руб.	Объем продаж, млрд. руб.
Очищенное дизельное топливо	2000	624665,95	1249,3	1249,3

Из  данных таблицы видно, что объем  товарной продукции и объем продаж совпадают, что свидетельствует  об востребованости продукции на рынке нефтепродуктов, а также  о высоком ее качестве, что создает  предпосылки для успешной реализации гидроочщенного дизельного топлива. Также данное обстоятельство говорит об успешном планировании выпуска продукции.

 

6 Планирование  ресурсного обеспечения предприятия

6.1 Определение  потребности предприятия в материальных  и энергетических ресурсах

Расчет  годовой потребности в сырье  и материалах на производственные нужды  производится путем умножения годового выпуска продукции (В) на норму расхода  соответствующего сырья и материалов (Н_р) на единицу продукции (6.1):

 

П_{с. и м.} = Н_р·В                                                        (6.1)

П_пдф = 1,036·0,95·2000 = 1968,4 тыс. тонн

П_всг. = 0,016·2000 = 32 тыс. тонн

 

Стоимость сырья и материалов, необходимых  для производства всего выпуска  продукции, определяется умножением их годовой потребности (П_{с. и м.}),т; на цену (Ц) , руб; по формуле (6.2):

 

С_{с. и м.} = П_{с. и м.*}Ц                                                           (6.2)

С_пдф. = 1968400·404554= 796,3 млрд. руб.

С_всг = 32000·137646= 4,4 млрд. руб.

 

Расчеты стоимости сырья, материалов, топлива  и энергии представлены в таблице 6.1.

С учетом мероприятий, проведенных на установке общая стоимость сырья материалов, топлива и энергии на технологические нужды составит 1580,7 млрд. руб.

Таблица 6.1 – Расчет стоимости сырья, материалов, топлива и энергии на технологические  нужды

Наименование сырья, материалов, энергии, ед. измерения	Норма расхода на единицу продукции	Потребность на производственную программу	Цена, руб.	Стоимость на производственную программу, млн. руб.
1	2	3	4	5
1.Сырье и основные материалы
1.1. Прямогонная дизельная фракция, тыс. тонн	1,036·0,95 = 0,9842	1968400	404554	796324
1.2. Водородсодер-жащий газ	0,016	32000	137646	4400