Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о предприятии и его задачах

1.1 История предприятия ООО «Томскнефтепереработка»

1.2 Назначение предприятия в системе нефтепроводного транспорта

2. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

2.1 Структура предприятия

2.2 Описание технологических схем складского хозяйства

3. Организационно-экономическая часть

3.1 Основные отделы предприятия. Их функции и назначение

4. Индивидуальное задание

Заключение

Список используемой литературы

Приложение. Производственная схема предприятия

Введение

Я проходил производственную практику в компании ООО «Томскнефтепереработка»

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

Срок производственной практики составляет 90 дней (760 часов).

Цели практики:

1. Закрепление теоретических знаний, полученных мной в процессе обучения;

2. Приобретение необходимых знаний и навыков практической работы по специальности «Нефтегазовое дело» в области эксплуатации и обслуживания объектов транспорта и хранения нефти и газа;

3. Сбор сведений для выпускной квалификационной работы.

Задачи:

1. Ознакомиться со спецификой работы специалистов трубопроводного транспорта нефти и газа, а именно по профессии Оператор-товарный;

2. Ознакомиться с содержанием, организацией и методикой проведения работ по обслуживанию объектов нефтегазового комплекса;

3. Применить теоретические знания и навыки, полученные в ходе обучения.

1. Общие сведения о предприятии и его задачах

1.1 История предприятия ООО «Томскнефтепереработка»

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

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

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

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

-2009-2010 г.г.

-I этап модернизации завода по увеличению мощностей до 240 000 тонн в год, был достигнут в 2010 года.

-Построен приемно-сдаточный пункт с системой измерения количества и показателей качества нефти с точкой подключения к магистральному нефтепроводу ОАО АК «Транснефть».

-Создано предприятие ООО «Томскнефтепереработка» для реализации проекта строительства НПЗ малой мощностью до 200 000 тон в год, с дальнейшей переработкой нефти и реализации продукции.

-Руководством компании было принято решение о приобретении месторождения в Западно-Сибирском Федеральном округе. Проведенные маркетинговые исследования позволили сделать окончательный вывод о целесообразности строительства нефтеперерабатывающего завода в Томской области.

1.2 Назначение предприятия в системе нефтепроводного транспорта

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

Проектом предусмотрено обессоливание нефти перед разгонкой.

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

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

Отгрузка готовой продукции осуществляется автотранспортом.

Снабжение предприятия энергоресурсами производится:

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

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

-теплоэнергией:

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

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

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

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

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

-азотом - от баллонов, устанавливаемых в шкафах;

Водоотведение:

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

-технологические стоки с установок ЭЛОУ - на проектируемые очистные сооружения;

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

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

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

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

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

В настоящее время завод ООО «Томскнефтепереработка» выпускает следующие виды продукции:

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

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

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

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

2 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

2.1 Структура предприятия

1. Объекты технологического назначения:

Установка перегонки нефти УПН100А;

Установка переработки нефти УПН100Б;

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

Насосная склада;

Пункт налива автоцистерн;

Малогабаритная котельная;

Трансформаторная подстанция;

Лаборатория (в составе административного корпуса);

Операторная;

Дизельная электростанция;

2.Объекты водоснабжения и канализации.

Противопожарные резервуары;

Насосная противопожарного водоснабжения;

Резервуар дренажных вод V=50 м куб.

Очистные сооружения;

3.Объекты административно-бытового назначения.

Административно-бытовой корпус;

Контрольно-пропускной пункт;

Площадка для хранения материалов;

Основным видом передвижения в районе является автотранспорт.

На нужды отопления и горячего водоснабжения используется мазут и каменный уголь.

По территории области проходит нефтепровод, от которого завод обеспечивается нефтью.

Готовая продукция предприятия отправляется потребителям автотранспортом грузоподъемностью 10 т.

Перемещение продуктов в процессе производства осуществляется по трубопроводам.

Для отгрузки продукции автотранспортом предусматривается пункт налива в автоцистерны на 5 стояков.

Въезд-выезд на предприятие для проезда автоцистерн, пожарной и ремонтной техники предусматривается со стороны автодороги общей сети.

2.2 Описание технологических схем складского хозяйства

1. Прием нефти и отгрузка готового продукта - мазута.

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

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

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

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

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

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

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

Готовая продукция, а именно:

-летом - бензиновая фракция, дизельное топливо «Л»;

-зимой - бензиновая фракция, тяжелое дизельное топливо, дизельное топливо «З»,

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

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

СТ101/1 - для налива дизельного топлива «З»;

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

СТ102 - для налива бензиновой фракции.

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

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

3. Организационно - экономическая часть

Форма организации труда на установке - коллективная. Общее руководство осуществляется директором. Руководство за ведением технологического процесса, расстановкой кадров, ритмом рабочих смен осуществляется начальником установки. Установка в течение смены обслуживается персоналом смены под руководством старшего оператора.

Применение на установке системы контроля, автоматического регулирования и управления процессом с помощью ЭВМ позволяет повысить эффективность управления технологическим процессом, поддержание параметров в автоматическом режиме, снижение отклонений в количестве и качестве выпускаемой продукции.

С организационной точки зрения установка представляет собой комплекс рабочих мест, обслуживаемых рабочими разных квалификаций и профессий, объединенных единой цепью ритмичной работы.

На предприятии принята безцеховая структура управления. Основными структурными подразделениями мини-завода являются:

-технологические установки по переработке нефти УПН 100А, 100Б;

-объекты общезаводского и вспомогательного хозяйства.

Весь контроль и управление производством централизованы и осуществляется из единой операторной завода.

3.1 Основных отделы предприятия. Их функции и назначение

1.Лаборатория

Контроль:

-готовая продукция

-сырьё

-технологический процесс

-вода (сточная, техническая, дистиллированная, природная)

Так же лаборатория занимается сертификацией и декларацией.

2.Отдел главного механика.

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

3.Отдел АСУ и ТМ

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

4.Отдел главного энергетика

Главный энергетик отвечает за снабжение предприятия энергоресурсами:

-электроэнергией - от проектируемой подстанции;

-теплоэнергией;

-топливом;

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

-азотом - от баллонов, устанавливаемых в шкафах;

За водоотведение:

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

-хим. загрязненные стоки от лаборатории;

-стоки от промывки резервуаров в период ремонта;

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

За электрическое освещение:

Используются:

-ртутные лампы;

-светильники с люминесцентными лампами;

5.Товарно-транспортный отдел.

Этот отдел занимается организацией достоверного учета нефти и ведет

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Индивидуальное задание

Потери нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке

Методы определения потерь нефти

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:

1. количественные потери;

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

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

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

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

Таблица 1. Потери нефтепродуктов и нефти

Источники потерь	Потери, %
В резервуарах в том числе: ь от «больших дыханий» ь от выдуваний ь от газового сифона ь при зачистке ь в насосных станциях с канализационными стоками В линейной части в том числе: ь от утечек ь от аварий ь при наливе железнодорожных цистерн	64,8 54,0 4,6 0,9 5,3 2,3 7,5 23,5 22,3 1,2 1,84

Методы определения потерь нефти в резервуарах

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

Потери углеводородов рассчитываются по формуле:

G=V•C•r, (1)

Где:

G-потери углеводородов, кг;

V-объём паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведённый к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; м³

С- концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси; доли единицы

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

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

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

При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле:

, (2)

Где: Мп=0,0043(212+tнк)1,7-средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/моль;

tнк-температура начала разгонки нефти, С;

Ш В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ. Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.

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

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

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

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

Рисунок 1. Схема установки счетчика типа РГ на резервуаре:

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

Величина потерь нефти испарения определяется по формуле:

(3)

Где: S- величина потерь нефти, массовые доли;

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

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

Концентрации определяются по формуле:

(4)

(5)

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

Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают по формуле:

(6)

, (7)

Где: -массовая концентрация i-го углеводорода в разгазированной нефти, массовые доли;

r_i,Y_i-плотность и концентрация i-го углеводорода в газе, выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С; кг/м³ и доли мольные;

-плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С, кг/м³;

Г-остаточный газовый фактор, м³/кг;

V_г-объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 ° С, м³;

G_рн-масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг.

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

(8)

, (9)

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

S= (10)

(11)

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

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

Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь выражается формулой:

(12)

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

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

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

Таблица 2. Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара

Компоненты	Содержание компонентов
	до резервуара	после резервуара
	в нефтяном газе, мольные доли	в дегазированной нефти, массовые доли	в нефти, массовые доли
Метан (СН4)	0,4090	-	-
Этан (С2Н6)	0,0855	0,0020	0,0015
Пропан (С3Н8)	0,3054	0,0102	0,0083
Изо-бутан ( i С4Н10)	0,0493	0,0155	0,0082
Н-бутан ( n С4Н10)	0,0935	0,0223	0,0131
Изо-пентан ( i С5Н12)	0,0236	0,0152	0,0108
Н-пентан ( n С5Н12)	0,0186	0,0165	0,0121
Гексан (С6Н14)	0,0151	0,0163	0,0159
Остаток (С7+ высш)	-	0,9020	0,9301
Итого:	1,0000	1,0000	1,0000

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

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

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

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

=0,0699масс.доли.

По формулам (12) рассчитаем концентрации «остатков»:

С'= 1-0,1020 = 0,8980 масс.доли,

С"= 1- 0,0699 = 0,9301 масс.доли.

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

Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (21):

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

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

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

Заключение

Находясь на производственной практике, мной были достигнуты следующие цели:

Изучение нормативно-технической документации, руководящих документов ООО «Томскнефтепереработка».

Получение навыков работы в составе бригад (смен) в соответствии с получаемой профессией, выполнение под руководством инструктора работ, предусмотренных квалификационной характеристикой по рабочей профессии, выполнение пробной квалификационной работы, изучение должностных и производственных инструкций для среднего управленческого персонала (мастер участка, бригадир, диспетчер). Работа стажером мастера участка, бригадира, диспетчера.

Изучение сырьевой и энергетической базы предприятия.

Изучение функций и содержания работы основных отделов предприятия.

Изучение порядка ведения технологической и эксплуатационной документации.

Подготовка к выпускной квалификационной работе.

Список используемой литературы

1. ГОСТ 2517 - «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

2. «Коллективный договор, регулирования социально-трудовых отношений между работодателем и работниками ОАО «Транссибирские магистральные нефтепроводы» на 2007-2010 годы».

3. ГОСТ 12.0.003-74*ССБТ - «Классификация опасных вредных производственных факторов».

4. Технологический регламент ООО «Томскнефтефтепереработка»

5. РД 153-39.4-078-01 «Правила технической эксплуатации резервуаров МН»;

6. Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. и др. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. - М.: Недра, 1981.

7. Афанасьев В.А., Иванцов О.Н., Поповский Б.В., Сафарян Н.К. Сооружение газохранилищ и нефтебаз. - М.: Недра, 1973

8. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Н. Новоселов и др. - М.: Недра, 1981. - 248 с.

9. Коршак А.А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001. - 144 с.

10. Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. 2-ое изд., переработ. и доп./ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. - 536 с.

Приложение. Производственная схема предприятия

Размещено на Allbest.ru

...