Характеристика исходной нефти и фракций,

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………3

1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее. Классификация нефти по ОСТ 38.1197-80………………………………………………………..4

2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ………………………………………………………………5

3. Материальные балансы установок……………………………………………….7

4. Материальный баланс НПЗ, определение глубины переработки нефти………12

5. Определение удельного веса каждой установки по объемам переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти)……………………………………………………………………………………..14

6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости) спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ…………………………………………….15

7. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом………16

8. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (К_ТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой)………………17

9. Определение приоритетных технологических процессов спроектированного НПЗ как объектов инвестиционной программы. (На основании анализа К_ТСС путем последовательного исключения процессов из формулы)………………………….19

10. Характеристики выбранной приоритетной установки, ее назначение и условия протекания процесса, расчет инвестиционных показателей..…………………….20

ВЫВОДЫ……………………………………………………………………………...34

Библиографический список………………………………………………………….35

 

ВВЕДЕНИЕ.

В данной работе дается характеристика Ромашкинской нефти и ее фракций. На основании этих данных и в соответствии с заданием производится выбор схемы НПЗ, предназначенного для переработки данной нефти, приводится краткая характеристика установок, входящих в состав этого завода, рассчитываются материальные балансы отдельных установок, которые затем сводятся в материальный баланс завода.

Далее определяются показатели, характеризующие сложность технологической структуры спроектированного НПЗ. Оными являются комплексный индекс Нельсона, обеспечивающий построение оценки частных процессов нефтепереработки на базе сравнения затрат различных процессов глубокой переработки нефти с затратами процессов первичной нефтепереработки, и коэффициент совершенства технологической структуры (Кстс), отражающий меру оснащения НПЗ прогрессивными процессами и одновременно количественное влияние на обобщенные экономические результаты. Проводится подробный анализ показателя Кстс, который позволяет провести ранжирование технологических процессов НПЗ по степени инвестиционной привлекательности.

Заключительная часть проекта содержит в себе экономические характеристики приоритетной установки, а так же анализ эффективности инвестиций. Для оценки эффективности инвестиций использовались следующие показатели:

Ø NPV;

Ø IRR;

Ø PBP;

Ø BCR.

      На основе полученных данных сделаны выводы об эффективности использования инвестиций на проектируемом НПЗ.

 

 

ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ,

ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕЕ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТИ

ПО ОСТ 38.1197-80

 

На основании данных, приведенных в задании на курсовую работу, по ОСТ 38.1197-80 Ромашкинскую нефть пашийского горизонта можно описать следующим образом:

- содержание серы - 1,61 % мас. отвечает II классу;

- выход фракций до 350^оС - 49,0 % мас. отвечает первому типу;

- содержание парафина в нефти - 5,1 % мас. отвечает второму виду.

Данные по потенциальному содержанию базовых масел в Ромашкинской нефти пашийского горизонта и их индексу вязкости в справочнике отсутствуют.

Таким образом шифр Ромашкинской нефти пашийского горизонта: II Т₁ П₂.

 

 

ВЫБОР ВАРИАНТА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ОБОСНОВАНИЕ

МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ УСТАНОВОК

Таблица 3.1.

МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС НПЗ

Таблица 4.1.

Материальный баланс НПЗ

Компоненты	Выход, %масс.	Производительность, 1000 т/год
Поступило:
Нефть обессоленная	100,00	5000,0
ПАВ на производство битума	0,19	9,4
Химочищенная вода на производство водорода	1,11	55,4
Итого	101,30	5064,8
Получено
Автобензин, в том числе	27,29	1364,3
катализат риформинга	10,58	529,0
алкилат легкий	1,28	64,2
бензин каталитического крекинга	7,24	361,8
изопентан	5,74	287,2
изогексан	2,05	102,5
бензин газовый	0,39	19,6
Реактивное топливо	13,50	675,1
Дизельное топливо, в том числе	25,33	1266,4
гидроочищенное дизельное топливо	23,17	1158,3
легкий газойль каталитического крекинга	2,11	105,5
тяжелый алкилат	0,05	2,6
Сжиженные газы, в том числе	3,99	199,6
пропан	0,80	39,8
изобутан	0,57	28,5
н-бутан	1,17	58,4
пропан-пропиленовая фракция	1,21	60,6
бутан-пентаны алкилирования	0,25	12,4
Кокс нефтяной	6,00	299,9
Битумы дорожные и строительные	6,19	309,6
Сырье для производства технического углерода - фракция 280-420оС каталитического крекинга	1,68	83,8
Сера элементарная	0,59	29,6
Котельное топливо, в том числе	7,92	396,1
фракция выше 420оС каталитического крекинга	1,74	87,1
тяжелый газойль коксования	6,10	304,9
отгон производства битумов	0,08	4,1
Топливный газ	3,64	182,0
Диоксид углерода	1,09	54,5
Отходы (кокс выжигаемый, газы окисления)	1,19	59,4
Потери безвозвратные	2,67	133,5
Итого	101,08	5064,8

 

 

Глубину переработки нефти (%) определяют по формуле [5]

 

где G_н – объем переработанной нефти (100 %);

  М – объем производства мазута (котельного топлива), М = 7,92 %;

  G_с.г. – количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо G_с.г. = 3,64;

  П – безвозвратные потери нефти, П = 1,19 + 2,67 = 3,86.

Глубина превращения Ромашкинской нефти пашийского горизонта составляет

Г_п.н. = 100 * (100 – 7,92 – 3,64 – 3,86) / 100 = 84,58 %.

 

Таблица 5.1

ПРОЦЕСС	Доля
Прямая перегонка	1
Каталитический риформинг	0,1275
Изомеризация	0,0788
Гидроочистка керосина	0,1406
Гидроочистка ДТ	0,2426
Каталитический крекинг	0,1794
Коксование	0,2499
Производство битумов	0,0625
Алкилирование	0,0167
Производство водорода	0,0165

 

Таким образом, наибольшим удельным весом по объёмам переработки обладают процессы коксования и гидроочистка ДТ.

 

6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости).

 

    Для определения рейтинга сложности структуры НПЗ рассчитаем комплексный индекс Нельсона, который представляет собой чистый индекс затрат, обеспечивающий построение оценки частных процессов нефтепереработки на базе сравнения затрат различных процессов глубокой переработки нефти, таких как жидкий каталитический крекинг или каталитический риформинг, с затратами процессов первичной нефтепереработки. Вычисление индекса является попыткой количественно оценить приемлемые затраты нефтепереработки, основанные на дополнительных инвестициях в различные процессы глубокой переработки нефти и мощности этих процессов. Нельсон исходит из того, что основным фактором является первичная нефтепереработка, а все другие процессы ранжируются в терминах их затрат применительно к данным установках.

 Расчет представим в виде таблицы 6.1:

таблица 6.1

Процесс
	Доля процесса	Индекс	Рейтинг
Прямая перегонка	1	1	1
Каталитический риформинг	0,1275	5	0,6375
Изомеризация	0,0788	15	1,182
Гидроочистка керосина	0,1406	2	0,2812
Гидроочистка ДТ	0,2426	2	0,4852
Каталитический крекинг	0,1794	6	1,0764
Коксование	0,2499	6	1,4994
Битумы	0,0625	1,5	0,09375
Алкилирование	0,0167	10	0,167
Производство водорода	0,0165	1	0,0165
Итого	—	—	6,43895

 

Таким образом, комплексный индекс Нельсона для данного НПЗ равен 6,44, что соответствует уровню европейских НПЗ. Средний индекс Нельсона для Российских НПЗ равен 4,1.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

        Оценка условно-постоянных затрат установки

Все основные фонды на предприятии делятся на производственные и непроизводственные. В данной работе будем учитывать только производственные фонды. Стоимость капитальных затрат, необходимых для строительства зданий, сооружений, приобретения рабочих машин, технологического оборудования, КИП, производственного инвентаря и т.п. взята по данным базового предприятия (ОАО «КНПЗ») и равна 920000000,00 руб.

 

Расчет амортизационных отчислений

 

Амортизация осуществляется в целях накопления средств для последующего полного или частичного восстановления основных фондов.

Годовые амортизационные отчисления составляют

 

где А - годовые амортизационные отчисления, руб.;

-норма амортизации, %, =11%;

-стоимость основных фондов, руб.;

=920000000,00 руб.

 

Расчет отчислений на текущий ремонт

 

Затраты на текущий ремонт планируются по данным ОАО «КНПЗ» от амортизационных отчислений:

.

 

Расчет годового фонда заработанной платы

Таблица 10.1.

Штатное расписание

Должность	Разряд	Категория персонала	Форма оплаты	Условия труда	Тарифная ставка/ оклад, руб.	Месячный фонд зарплаты руб.	Часовые тарифные ставки руб.	Количество штатных единиц	Количество в смену
Начальник установки	-	рук.		ПВУТ	15145	15145	-	1	1
Механик установки	-	спец.		ПВУТ	14070	14070	-	1	1
Старший оператор технологической установки	6	рабочие	повременная	ПВУТ	7800	39000	52,54	5	1
Машинист компрессорных установок	6	рабочие	повременная	ПВУТ	7800	39000	52,54	5	1
Оператор                технологической             установки	5	рабочие	повременная	ПВУТ	6730	100950	45,33	15	3
Машинист технологических  насосов	5	рабочие	повременная	ПВУТ	6730	33650	45,33	5	1
Машинист технологических  насосов	5	рабочие	повременная	ПВУТ	6730	6730	45,33	1	0
Оператор     технологических установок подменный	5	рабочие	повременная	ПВУТ	6730	6730	45,33	1	0
Итого по подразделению:						254 165		34

Для всех подразделений завода коэффициент для расчета оплаты труда устанавливается:

- на период ремонта установок, машин и механизмов -1,5; 

- при простоях установок по вине персонала – 1,0.    

Штатное расписание установки представлено в табл. 7.1.

Численность работающих определена на основании опыта эксплуатации аналогичных производств, в соответствии с требованиями по обслуживанию технологического оборудования, уровню автоматизации, организации труда и с учетом вахтового режима работы.

Режим работы непрерывный, трехсменный по 8 часов, по пяти бригадному графику.

Рассчитаем месячный фонд зарплаты основных производственных рабочих.

 

Эффективный фонд времени определяется по формуле

,

 

где -количество дней в месяце, =30;

   -количество часов в сутки, =24.

.

 

Месячный тарифный фонд заработной платы определим по формуле

,

 

где - месячный тарифный фонд заработной платы, руб.;

    -количество человек в смену;

    =6;

    -часовая тарифная ставка см. табл. 7.1.

 

Надбавка за ночную смену рассчитывается по формуле

,

 

где - фонд за работу в ночную смену, руб.;

   1/3-условная доля суток, занимаемая ночью;

   0,4-коэффициент надбавки за работу в ночную смену.

 

Фонд за работу в вечернее время рассчитывается по формуле

 

где - Фонд за работу в вечернее время, руб.;

   1/6-условная доля суток, занимаемая вечером;

   0,2-коэффициент надбавки за работу в вечернее время.

 

 

Фонд за работу во вредных условиях рассчитывается по формуле

,

 

где - надбавка за вредность, руб.;

   0,12-коэффициент надбавки за работу во вредных условиях.

.

 

Премиальный фонд рассчитываются по формуле

,

 

где - премиальные, руб.;

   50%-размер премии для рабочих.

 

Доплата за год, за работу в праздничные дни рассчитывается по формуле:

где  - число праздничных дней в году.

Основной месячный фонд заработной платы определяется по формуле

,

 

.

 

Дополнительный фонд заработной платы определяется по формуле

где - дополнительный фонд заработной платы, руб.;

           10% - доля заработной платы за неотработанное время (отпуск, выполнение государственных обязанностей)

 

Полный фонд заработной платы рассчитаем по формуле

,

 

.

 

 

Рассчитаем месячный фонд заработной платы руководителей и специалистов установки. Определим месячный тарифный фонд заработной платы по формуле

,

 

где -оклад ИТР см. табл. 7.1.

.

 

Премиальные рассчитываются по формуле

 

 

Основной месячный фонд заработной платы определяется по формуле

;

 

.

 

Дополнительный фонд заработной платы определяется по формуле

;

 

 

Фонд заработной платы ИТР рассчитаем по формуле

;

.

 

Рассчитаем общую заработную плату и начисления на заработную плату сотрудников установки.

Фонд годовой заработной платы рассчитаем по формуле

.

 

.

Рассчитаем начисления на заработную плату, учитывающие социальный налог

 

где - начисления на заработную плату, руб.;

   Н_сн - норматив на социальные нужды 26%.

 

 

Внутризаводские перекачки

 

Стоимость внутризаводских перекачек на ОАО «КНПЗ» составляет 7,4% от всех затрат за исключением затрат на сырье и реагенты.

 

Цеховые расходы

 

Это расходы по управлению и содержанию цеха (заработная плата специалистов и служащих цеха, содержание цехового здания, расходы на технику безопасности, транспортные и другие расходы).

Цеховые расходы взяты по данным ОАО «КНПЗ» и составляют 7% от суммы всех затрат на производство, за минусом стоимости сырья и реагентов.

 

 

Общезаводские расходы

 

Это расходы по управлению заводом (зарплата персонала заводоуправления, расходы по содержанию зданий заводоуправления, складские и прочие расходы).

По данным ОАО «КНПЗ» общезаводские расходы составляют 13% от суммы всех затрат на производство за минусом стоимости сырья и реагентов.

 

 

ВЫВОДЫ.

 

На основе проделанной работы сделаем выводы об эффективности использования инвестиций. Для этого составим сводную таблицу, в которой отражены критерии эффективности:

 

Таблица 10.5

Критерий:
NPV	+143189365 руб.
IRR	15%
BCR	1,15
PBP	7лет и 8 мес.

 

Данные значения удовлетворяют основным требованиям к критериям оценки инвестиций, а это значит, что рассматриваемая установка финансово привлекательна.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Нефти СССР (справочник), Т. I. М.: Химия, 1971, 504 с.

2. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.-Л.:Химия, 1984.-256 с.

3. Проектирование НПЗ. Методические указания по курсовому проектированию. / Самарский гос. техн. ун-т; Сост. Л.И. Заботин, Самара, 2003., 48 с.

4. Левинтер М.Е. Проектирование нефтеперерабатывающих заводов. Учебное пособие. Куйбышев, 1986.-90 с.

5. Справочник нефтепереработчика. Под ред. Ластовкина Г.А. и др. Л.: Химия, 1986.-648 с.

6. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газаЧасть 1.-М.: Химия, 1972.-360 с.

7. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. - М.: Химия, 2001.-567 с.

8. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть 2.-М.: Химия, 1980.-328 с.

9. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Часть 3.-М.: Химия, 1978.-424 с.

10. Ахметов С.А., Ишмияров М.Х., Веревкин А.П., Докучаев Е.С., Малышев Ю.М. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, 2005, 736 с.

11. Беркович М.Н., Беркович И.Г. Экономическая оценка инвестиций. Учебник; СамГТУ. - Самара, 2004

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………3

1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее. Классификация нефти по ОСТ 38.1197-80………………………………………………………..4

2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ………………………………………………………………5

3. Материальные балансы установок……………………………………………….7

4. Материальный баланс НПЗ, определение глубины переработки нефти………12

5. Определение удельного веса каждой установки по объемам переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти)……………………………………………………………………………………..14

6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости) спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ…………………………………………….15

7. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом………16

8. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (К_ТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой)………………17

9. Определение приоритетных технологических процессов спроектированного НПЗ как объектов инвестиционной программы. (На основании анализа К_ТСС путем последовательного исключения процессов из формулы)………………………….19

10. Характеристики выбранной приоритетной установки, ее назначение и условия протекания процесса, расчет инвестиционных показателей..…………………….20

ВЫВОДЫ……………………………………………………………………………...34

Библиографический список………………………………………………………….35

 

ВВЕДЕНИЕ.

В данной работе дается характеристика Ромашкинской нефти и ее фракций. На основании этих данных и в соответствии с заданием производится выбор схемы НПЗ, предназначенного для переработки данной нефти, приводится краткая характеристика установок, входящих в состав этого завода, рассчитываются материальные балансы отдельных установок, которые затем сводятся в материальный баланс завода.

Далее определяются показатели, характеризующие сложность технологической структуры спроектированного НПЗ. Оными являются комплексный индекс Нельсона, обеспечивающий построение оценки частных процессов нефтепереработки на базе сравнения затрат различных процессов глубокой переработки нефти с затратами процессов первичной нефтепереработки, и коэффициент совершенства технологической структуры (Кстс), отражающий меру оснащения НПЗ прогрессивными процессами и одновременно количественное влияние на обобщенные экономические результаты. Проводится подробный анализ показателя Кстс, который позволяет провести ранжирование технологических процессов НПЗ по степени инвестиционной привлекательности.

Заключительная часть проекта содержит в себе экономические характеристики приоритетной установки, а так же анализ эффективности инвестиций. Для оценки эффективности инвестиций использовались следующие показатели:

Ø NPV;

Ø IRR;

Ø PBP;

Ø BCR.

      На основе полученных данных сделаны выводы об эффективности использования инвестиций на проектируемом НПЗ.

 

 

ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ,