Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ “БАЙКАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ” (ФГБОУ ВПО “БГУ”)

Институт народного хозяйства

КУРСОВАЯ РАБОТА

по курсу: “Организация производства на предприятиях нефтегазового комплекса”

на тему: “Производственная структура предприятия нефтегазового комплекса на примере АО “АНХК”

Выполнил: ст. гр. НГК-16-: Кочкина В. А.

Проверил: Кабанов С. В.

Иркутск, 2018 г.



ОГЛАВЛЕНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ХАРАКТЕРИСТИКА И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКУТРА АО “АНХК”
• 2. ЭТАПЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
• 2.1 Необходимость вспомогательного производства в нефтеперерабатывающем предприятии
• 2.2 Описание технологической схемы по стадиям технологического процесса
• 3. ХАРАКТЕРИСТКА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ ЦЕХА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
• 3.1 Цех электроснабжения и требования к качеству электрической энергии
• 4. РАСЧЕТ ЧИСЛЕННОСТИ СОТРУДНИКОВ ЦЕХА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• нефть вспомогательный электроснабжение производственный
• 

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефтяная промышленность России является основным сектором топливно-энергетического комплекса страны. От успешного функционирования этой отрасли зависит эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее переработки, обеспечение валютных и налоговых поступлений в бюджет. Не менее важную роль эта отрасль играет в обеспечении энергетической безопасности и политических интересов России. Несмотря на огромную роль нефтяной промышленности в экономике, в России в последние десятилетия усиливаются негативные явления, связанные прежде всего с нарушением пропорций между приростом промышленных запасов нефти и объемами ее добычи. Это происходит на фоне значительного наращивания объемов добычи нефти.

На сегодняшний день добыча и переработка нефти считаются одними из самых перспективных отраслей промышленности. Постоянно увеличивается число крупных и мелких предприятий, занятых в них.

Целью курсовой работы является сформулировать производственную структуру АО “АНХК”.

Задачами курсовой работы являются:

-изучить характеристику и структуру АО “АНХК”;

-определить технологический процесс АО “АНХК”;

-сформулировать производственную структуру процесса переработки нефти ;

Объект исследования: переработка нефти

Предмет исследования: производственная структура цеха электроснабжения .



1. ХАРАКТЕРИСТИКА И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКУТРА АО “АНХК”

АО “Ангарская нефтехимическая компания” (с 2007 г. входит в состав НК “Роснефть”) является крупнейшим предприятием Иркутской области по переработке нефти, выпуску нефтепродуктов и нефтехимии и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.

Дата основания 14.09.1945 г. Создавалось как предприятие по производству искусственного жидкого топлива на основе черемховских углей. Первые нефтехимические установки запущены в эксплуатацию в 1953 году. В апреле 1954 года была получена первая продукция - метанол и серная кислота. В 1957 году принято решение о перепрофилировании комбината с угольного на нефтяное сырьё. Первые нефтеперерабатывающие производства вступили в строй в 1960 году. Производство по гидрированию жидких продуктов переработки угля было перепрофилировано на производство новых видов химической продукции.

Основной вид деятельности - производство продуктов нефтепереработки, нефтехимии и химической продукции производственно-технического назначения.

Основные виды выпускаемой продукции - бензины автомобильные, топлива дизельные, авиакеросин, масла, битумы нефтяные, кокс электродный, мазут, спирты бутиловые, серная кислота, метанолы и др. Выпускается около 200 наименований продукции, соответствующей требованиям нормативной и технической документации, действующих технических регламентов. В 2013 году осуществлен переход на выпуск дизельного топлива стандарта Евро-4, Евро-5. Продукция реализуется на внутреннем рынке и экспортируется за рубеж. В декабре 2015 года Ангарская нефтехимическая компания осуществила переход на выпуск для российского рынка топлив класса “Евро-5”.

По ключевым показателям - объему и глубине переработки нефти - АНХК входит в первую десятку среди предприятий отрасли Российской Федерации.

В структуру АО “АНХК” входит нефтеперерабатывающее производство, производство нефтехимии и масел. Дочерними предприятиями АО “АНХК” являются АО “Ангарский завод катализаторов и органического синтеза”, АО “Ангарскнефтехимремстрой” и АО “ВосточноСибирский машиностроительный завод”.

Основные действующие производственные объекты - установки каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива, замедленного коксования, производство для получения нефтяных масел различного назначения - введены в строй в 70-80-е годы ХХ века.

Предприятие перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК “Транснефть”. Ежегодно предприятие перерабатывает более 9 млн тонн нефти.

АО “АНХК” ежегодно поставляет 500-600 тыс. т прямогонного бензина в качестве сырья для установки пиролиза Ангарского завода полимеров, который выпускает широкую номенклатуру нефтехимической продукции и также входит в структуру НК “Роснефть”.

В рамках инвестиционной программы компании “Роснефть” в АО “АНХК” реализуется целый ряд крупных проектов. Строятся комплексы гидроочистки дизельного топлива и сернокислотного алкилирования, установка гидроочистки бензина каталитического крекинга. В декабре 2015 года АО “Ангарская нефтехимическая компания” запустила новую установку по производству метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ), что позволило перейти на выпуск для российского рынка моторных топлив высшего экологического стандарта “Евро-5”.



Основные показатели работы Ангарской НХК

Таблица 1.1

	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Объем переработки, млн.т.	10,05	10,14	9,97	9,09	9,2	9,62
Глубина переработки, %	73,12	72,16	72,41	73,81	76,47	81,31
Выпуск нефтепродуктов, млн. т.	8,84	8,89	8,75	8,05	8,4	8,49
В том числе:
Бензин (в т.ч. прямогонный)	2,2	2,2	2,2	2,1	2,2	1,48
Дизельное топливо	2,85	2,66	2,67	2,70	2,6	2,70
Мазут	2,44	2,56	2,50	2,14	1,95	1,54

Из таблицы 1 можно сделать вывод, что АНХК динамически развивающиеся компания , которая с каждым годом увеличивает показатели добычи и переработки нефти .

Организационная структура управления АО “АНХК”

Организационная структура АО “АНХК” состоит из 4 основных частей:

1. основное производство - химический завод, нефтеперерабатывающий завод;

2. управления, предприятия и производства - управление водоснабжения, канализации и очистки сточных вод, ремонтное производство, автотранспортное предприятие, производственно-складской комплекс, товарно-сырьевое производство, служба безопасности, медико-санаторная часть - 36, управление социально культурной сферы;

3. цеха и службы межзаводского назначения - цех связи, цех автоматизации и механизации, электроремонтный цех, цех кибернетико-информационное производство, цех 90 (слесарно-монтажные работы), МОРУЦ (учебный центр), ВГСЧ (газоспасательная часть), санаторий профилакторий “Родник”, КИВЦ;

4. лаборатории межзаводского назначения - центр технологических исследований и контроля, метрологическая лаборатория, научно-диагностический центр, санитарная лаборатория.

Основные цеха:

1. Цех перегонки сернистой нефти, гидрирования и гидроочистки.

2. Цех перегонки и крекирования сернистой нефти

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

4. Цех перегонки сернистой нефти.

Вспомогательные цеха:

1. Цех производственной канализации

2. Цех электроснабжения

3. Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики

4. Ремонтно-механический цех.

Процесс производства является непрерывным, режим работы персонала - сменный.

Линейная структура управления образуется в результате построения аппарата управления только из взаимоподчиненных органов в виде иерархической лестницы:

Во главе каждого подразделения находится руководитель, наделенный всеми полномочиями и осуществляющий единоличное руководство подчиненными ему работниками, сосредотачивающий в своих руках все функции управления. Сам, руководитель находится в непосредственном подчинении руководителя высшего уровня. Линейная структура управления является простейшей. В линейной структуре разделение системы управления на составляющие части осуществляется по производственному признаку с учетом степени концентрации производства, технологических особенностей, широты номенклатуры продукции и др. При таком построении в наибольшей степени соблюдается принцип единоначалия: одно лицо сосредотачивает в своих руках управление всей совокупностью операций, подчиненные выполняют распоряжения только одного руководителя.

Вышестоящий орган управления не имеет права отдавать распоряжения каким-либо исполнителям, минуя их непосредственного руководителя. Структура используется мелкими и средними фирмами, осуществляющими несложное производство, при отсутствии широких кооперационных связей между предприятиями.



2. ЭТАПЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА переработки НЕФТИ

Нефтеперерабатывающая промышленность страны - это мощный комплекс непрерывных поточных производств, реализующих многовариантную технологию переработки нефти с выпуском нефтепродуктов широкого ассортимента.

Технологическая структура нефтепереработки содержит в себе ряд таких процессов, как первичная переработка, вакуумная перегонка мазута, каталитический крекинг, гидрокрекинг, термокрекинг, коксование, каталитический риформинг, гидроочистка керосинов и др.

Основные производственные процессы в нефтепереработке имеют ряд особенностей, отличающих эту отрасль промышленности от других и влияющих на формы и методы организации производства. Для них характерно следующее:

1) производственные процессы относятся к аппаратурным процессам (так как протекают в закрытых аппаратах);

2) в основном процессы непрерывны, лишь небольшая часть процессов периодическая, но их работа также организована по непрерывному циклу, для этого в составе процесса имеется резервное основное оборудование;

3) многие процессы имеют комплексный характер, в процессе получается из одного вида сырья несколько продуктов (целевых и побочных), одну и ту же установку можно использовать для переработки разных видов сырья, она может вырабатывать различные продукты;

4) основные виды готовой товарной продукции получаются путем смешения; компаундирование готовой продукции также можно производить различными методами;

5) отдельные технологические процессы, так же как и в целом производственные процессы, отличаются большой сложностью; это вызывается высокими температурами и часто высоким давлением, при которых протекает процесс, большими скоростями реакции, необходимостью применения катализаторов, инициаторов для нормального протекания реакции, особыми требованиями к чистоте сырья; сложность процессов увеличивается по мере повышения требований к качеству продукции и улучшению использования сырья;

6) для процессов характерен короткий производственный цикл, время реакции измеряется минутами, а часто и долями секунды; причем изменение реагирующих масс, их передвижение и лабораторный контроль происходят одновременно во время работы технологических установок;

7) основные процессы протекают в закрытых аппаратах, поэтому предмет труда удален от исполнителя; контроль за ходом производства происходит по показаниям контрольно-измерительных приборов и данных периодических анализов качества продукции и сырья;

8) для производственных процессов характерна большая потребность в энергии, транспорте, ремонтных работах и др.;

9) многие процессы относятся к категории пожаро-взрывоопасных.

Длительность производственного цикла в нефтепереработке и нефтехимии определяются продолжительностью:

технологического процесса;

передвижения сырья и полуфабрикатов от одной технологической установки к другой;

хранения полуфабрикатов в промежуточных резервуарах для установления качеств или накопления;

компаундирования готовых продуктов.

Краткосрочный производственный цикл, непрерывность процессов, большая потребность в продукции отрасли позволяют организовать на предприятиях крупнотоннажное массовое, непрерывное производство. Для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий характерны большие мощности как самих заводов, так и отдельных технологических установок. Мощность заводов зависит от многих факторов и в первую очередь - от потребности района в продукции отрасли, ресурсов сырья и топлива, а также от близости других нефтеперерабатывающих предприятий.

В современных условиях признана наиболее целесообразной мощность нефтеперерабатывающих заводов по сырью 12-18 млн. т, заводов по производству полиэтилена - 120 тыс. т, по производству каучука - 200 тыс. т.

Мощность современных технологических установок АВТ 6 млн. т, каталитического реформинга - 1200 тыс. т, гидроочистки - 1500 тыс. т и т.д.

Комплексный характер сырья приводит к тому, что в составе предприятия имеется несколько основных производственных процессов.

В составе производственного процесса, как правило, несколько частичных технологических процессов. Так, в производстве масел объединяется 6-8 частичных технологических процессов: АВТ, деасфальтизация, селективная очистка, смешение. В производстве дивинила также шесть частичных процессов: подготовка сырья, первая стадия - дегидрирование, вторая стадия - газоразделение, выделение дивинила. Причем число частичных процессов увеличивается по мере роста требований к качеству продукции отрасли. Так, повышение требований к бензину потребовало введения в схему процессов реформинга, алкилирования, изомеризации и других; увеличение потребности в бензинах привело к вводу каталитического и гидрокрекинга. Повышение качества полиэтилена связано с вводом дополнительных стадий очистки сырья и т.д.

Вследствие большого числа технологических процессов многие нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия представляют собой комбинаты.

Комбинирование наиболее полно отвечает специфике нефтепереработки и нефтехимии, так как обеспечивает улучшение использования комплексного сырья, сокращает его расход, уменьшает стадии переработки, затраты на транспорт сырья и полуфабрикатов, уменьшает складские запасы, а отсюда приводит к улучшению технико-экономических показателей. Помимо комбинатов, в промышленности имеются и специализированные заводы: синтетического каучука, топливные, топливно-масляные. Но и эти заводы в своем составе имеют множество технологических процессов. Тип завода и степень комбинирования во многом определяются количеством исходного сырья, обеспеченностью сырьем и топливом, структурой потребности экономического района, мощностью предприятия.

Комплексный характер и взаимозаменяемость сырья и процессов приводят к многовариантности их работ. Эта особенность и предъявляет особые требования к планированию, способствует применению экономико-математических методов. Нефтепереработка была одной из первых отраслей, где они были применены.

Аппаратурный характер процессов, их сложность и непрерывность требуют высокой степени автоматизации производства. Четкость и непрерывность работы технологических процессов достигается тем, что основные ее аппараты работают по заданному режиму путем автоматического регулирования параметров или ручного управления по показаниям соответствующих контрольно-измерительных приборов. В свою очередь высокая степень автоматизации, характерная для отрасли производства, способствует его дальнейшей концентрации и комбинированию.

Большая потребность в энергии, ремонте, транспорте, средствах автоматики и контроля требует значительного подсобно-вспомогательного хозяйства, доля которого в капитальных затратах и труде на современных предприятиях составляет более 50%.

Пожаро-, взрывоопасность процессов, учитывая высокую концентрацию производства, вносит определенные ограничения в размеры цехов и отдельных подразделений, предъявляет жесткие требования к построению генплана предприятия, требует организации специальных служб по охране труда, обеспечению безопасной работы.

Таким образом нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы - это мощные высокоавтоматизированные предприятия со сложной технологической схемой и большим подсобно-вспомогательным хозяйством. Для нормальной работы в составе предприятий имеется несколько основных и вспомогательных цехов. На среднем заводе имеется примерно 20-30 цехов. Число цехов зависит от мощности завода, сложности его схемы, близости других предприятий и принятой формы специализации цехов: технологической, предметной и смешанной.

По мере перехода к предметной специализации число цехов уменьшается. Этому же способствует централизация вспомогательного хозяйства.

Первичной производственной структурной единицей в нефтепереработке и нефтехимии является технологическая установка по выработке определенной продукции (полуфабрикатов) или производственный участок по обслуживанию контрольно-измерительных приборов, энергосистем, ремонту отдельных видов оборудования и пр.

Завод, производство или цех представляют собой административно-производственное и, как правило, территориально обособленное подразделение, изготовляющее продукцию (полуфабрикат) либо выполняющее один из видов услуг. В зависимости от характера производственного процесса они делятся на основные, вспомогательные и обслуживающие

К основным относятся подразделения по производству готовой продукции или полуфабрикатов. Число таких подразделений зависит от мощности предприятия, сложности его технологической схемы, специализации и комбинирования, планировки, рельефа местности. Как правило, в составе самостоятельного завода средней мощности есть 8-12 технологических цехов. Это цехи по подготовке и первичной переработке нефти, каталитического реформирования и гидроочистки, по производству масел и др.

Вспомогательные подразделения обеспечивают основные цехи энергией всех видов и выполняют ремонт. В составе нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий есть энергетические (паро-, электро-, водоснабжения и канализации, компрессорный), ремонтно-механический, ремонтно-строительный и товарно-сырьевой цехи (управления), цех КИПиА.

Обслуживающие подразделения выполняют работы по обслуживанию производства. Это лаборатории, осуществляющие технический контроль, транспортный цех и др.

Иногда в составе предприятия имеются и побочные подразделения, связанные с переработкой отходов производства (щелочных отходов, кислого гудрона).

Число вспомогательных и обслуживающих подразделений также зависит от мощности предприятия и сложности его технологической схемы.

Производственную структуру предприятия определяют при проектировании. Однако это не исключает ее совершенствования. Оно предполагает правильное определение размера предприятия, его специализации, принципа построения и состава цехов, повышение степени автоматизации, более широкое развитие комбинирования и кооперирования, улучшение структуры производственных процессов.

Совершенствованию производственной структуры предприятия и организации производства предшествует их анализ, в первую очередь - оценка организационного уровня предприятия. Для этого можно использовать такие показатели, как пропорциональность средств труда, пропорциональность живого труда, ритмичность производства, использование средств труда и численность работающих, число структурных подразделений и их взаимосвязь.

Совершенствование производственных процессов в нефтепереработке и нефтехимии осуществляется путем замены периодических процессов непрерывными, многостадийных - одностадийными, малоэффективных (например, термический крекинг) более эффективными с целью повышения качества продукции и степени использования сырья; путем дальнейшей интенсификации процессов, более широкого осуществления прямых связей между технологическими установками без промежуточных емкостей, широкого комбинирования установок.

К основным путям совершенствования производственной структуры нефтеперерабатывающего предприятия можно отнести следующие направления: укрупнение цехов и установок, централизацию вспомогательного хозяйства, особенно ремонтных работ, повышение степени автоматизации производства, переход к бесцеховой структуре.

Укрупнение нефтеперерабатывающих предприятий положительно влияет на развитие нефтехимических производств, на комбинирование последних с нефтепереработкой, так как способствует концентрации сырьевых ресурсов. Экономия от укрупнения здесь особенно велика из-за высокой капиталоемкости этих производств. Вместе с тем создание очень крупных предприятий - это увеличение сроков строительства и радиуса перевозок. Последнее может привести к существенным транспортным расходам, которые будут возрастать при большой выработке нефтепродуктов, доставляемых железнодорожным или водным транспортом. Поэтому вопрос о мощности предприятия должен решаться с учетом всех факторов. Экономия от укрупнения должна превышать рост затрат на транспортировку, а также дополнительные расходы, связанные с увеличением строительства и усложнением управления.



Рис.1 Типовая производственная структура нефтеперерабатывающего завода

2.1 Необходимость вспомогательного производства в нефтеперерабатывающем предприятии

Непрерывный и нормальный ход основного производственного процесса невозможен без организации своевременного ремонта оборудования и регулярного ухода за ним, обеспечения предприятия и рабочих мест материальными ресурсами, всеми видами энергии, транспортными услугами и т. д. С развитием производства происходят все более глубокое разделение труда, более полное и четкое отделение вспомогательных процессов от основных. Это отделение идет как путем создания специализированных предприятий, выполняющих те или иные работы по обслуживанию производства, так и организации специализированных вспомогательных цехов и служб на самом предприятии. Выделение вспомогательных работ из основного производства, организация специализированных вспомогательных цехов и служб способствуют улучшению технико-экономических показателей деятельности предприятий.

Вспомогательные подразделения обеспечивают основные цехи энергией всех видов и выполняют ремонт.

- энергетические (паро-, электро-, водоснабжения и канализации, компрессорный),

- ремонтно-механический, ремонтно-строительный

- товарно-сырьевой цехи (управления),

- цех КИП и А.

Обслуживающие подразделения выполняют работы по обслуживанию производства. Это лаборатории, осуществляющие технический контроль, транспортный цех и др.

Число вспомогательных и обслуживающих подразделений также зависит от мощности предприятия и сложности его технологической схемы.

Совершенствование производственных процессов в нефтепереработке и нефтехимии осуществляется:

- путем замены периодических процессов непрерывными, многостадийных -- одностадийными, малоэффективных (например, термический крекинг) более эффективными с целью повышения качества продукции и степени использования сырья;

- путем дальнейшей интенсификации процессов, более широкого осуществления прямых связей между технологическими установками без промежуточных емкостей, широкого комбинирования установок.

К основным путям совершенствования производственной структуры нефтеперерабатывающего предприятия можно отнести следующие направления: укрупнение цехов и установок, централизацию вспомогательного хозяйства, особенно ремонтных работ, повышение степени автоматизации производства, переход к бесцеховой структуре.

2.2 Описание технологической схемы по стадиям технологического процесса

Процесс получения топлив (топлива Т-6, дистиллята горючего нафтил, базового компонента смазочно-охлаждающей жидкости Саянол, основы рабочей жидкости РЖ-8, топлива дизельного экологически чистого, топлива дизельного (ЕН 590), рабочей жидкости РЖ-3) является физическим процессом разделения перерабатываемого сырья - гидрогенизата на фракции способом ректификации.

Разделение на фракции производится в ректификационных колоннах К-1/1, К-3/1 (К-1/2, К-2/2).

Установка имеет два параллельных потока (1 и 2), имеющих одинаковых технологические схемы. Ниже приводится описание технологической схемы первого потока. Позиции резервного оборудования второго потока указывается в скобках.

Колонна К-1/1 (К-1/2) предназначена для отбензинивания гидрогенизата. В колонне К-2/1 (К-2/2) производится выделение из отбензиненного гидрогенизата фракции разных типов под вакуумом.

Колонна К-3/1 служит для выделения фракции основы рабочей жидкости РЖ-8 под вакуумом.

Прием и отстой сырья.

Сырье - гидрогенизат защелоченный с химического завода поступает в резервуар 2209 парка 18А по трубопроводу 2948 Ду150, 2535 Ду150. Далее, по переточной схеме, гидрогенизат подается в резервуар 230. В резервуарах происходит отстой и отделение воды, которая дренируется в промливневую канализацию. В случае необходимости имеется возможность принимать и выдавать сырье из любого резервуара (229, 230). Уровень в резервуарах замеряется уровнемерами выводом показанной на щит операторной. При максимальном взливе срабатывает световая и звуковая сигнализация. Количество сырья, поступающего в парк, измеряется турбоквантом, установленным на трубопроводе 2535 на входе в парк 18а.

Разделение гидрогенизата.

Сырье из резервуаров 229 (230) парка 18А насосами Н-1/1 (Н-1/2, Н-1/1-2) подается в трубное пространство теплообменников Т-1/1, Т-2/1, Т-3/1 (Т-1/2, Т-2/2, Т-3/2), работающих параллельно, где нагревается за счет тепла конденсации паров бензина верха колонны К-1/1 (К-1/2).

Далее сырье поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-15/1, Т-16/1 (Т-15/2, Т-16/2), где нагревается кубовым остатком колонны К-2/1 (К-2/2). Теплообменники Т-15,16 могут работать как по параллельной схеме, так и по последовательной.

Окончательный нагрев сырья производится в подогревателях Т-10/1, Т-11/1, Т-12/1 (Т-10/2, Т-11/2, Т-12/2) за счет тепла циркулирующего теплоносителя (масло АМТ-300), который подается по трубному пространству теплообменников и далее сырье поступает на 38 тарелку колонны К-1/1 (К-1/2).

Расход сырья на колонну К-1/1 (К-1/2) поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-1-3/1 (Т-1-3/2), где конденсируясь отдает свое тепло поступающему сырью. Далее отгон бензина доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения Т-4/1аб (Т-4/2аб). Охлажденный отгон бензина поступает в рефлюксную емкость Е-1/1 (Е-1/2). Температура отгона бензина на входе в емкость измеряется термопарой.

Имеется возможность дополнительного охлаждения отгона бензина в водяном теплообменнике Т-5/1 (Т-5/2). Для увеличения температуры отгона бензина имеется возможность байпасировать одну из шести секций АВО Т-4/1 (Т-4/2).

Дыхание емкости Е-1/1 (Е-1/2) осуществляется в абсорбер К-4.

Из емкости Е-1/1 (Е-1/2) отгон бензина поступает на всас насоса Н-2/1 (Н-2/2), Н-2/1-2), которым подается на орошение колонны К-1/1 (К-1/2).

Расход орошения в К-1/1 (К-1/2) измеряется расходометром и регулируется клапаном. Предусмотрено программное регулирование расхода орошения с коррекцией от температуры на 59 тарелке К-1/1 (К-1/2).

Балансовый избыток отгона бензина из Е-1/1 (Е-1/2), уровень которой замеряется уровнемером откачивается в парки 25 цеха 11 НПЗ и 3 цеха Ѕ НПЗ как компонент автобензина. Уровень емкости Е-1/1 (Е-1/2) регулируется клапаном, установленным на линии откачки. Расход отгон-бензина в парк измеряется расходометром.

Предусмотрена возможность откачки некондиционного отгона бензина в резервуары 231,232 парков 18А, 18Б цеха 8/14.

Кубовый остаток колонны К-1/1 (К-1/2 насосом Н-3/1 (Н-3/2, Н-3/1-2) подается в межтрубное пространство теплообменников).



3. ХАРАКТЕРИСТКА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ ЦЕХА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

К основному производству в НГДУ относятся цехи по добыче нефти и газа (ЦДНГ), цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) и цех подземного текущего и капитального ремонта скважин (ЦКПРС).

В составе ЦДНГ действуют бригады по добыче нефти и газа (операторы), а в составе ЦППД - бригада по закачке в пласт воды, пара, химических реагентов, бригады операторов по обслуживанию нагнетательных скважин, исследовательские бригады, бригада операторов по освоению скважин и ремонтные специализированные бригады. В составе ЦКППН действуют бригады аварийного ремонта и эксплуатации трубопроводов; бригады по сбору, подготовке и транспорту газа; бригады, обслуживающие термохимические установки; группы по обслуживанию нефтеперекачивающих станций; группа лаборантов химико-аналитического исследования нефти.

Основные работы, связанные с процессом добычи нефти и газа, проводит ЦДНГ. Он обеспечивает необходимую технологию добычи нефти, организует бесперебойную работу системы сбора и транспорта нефти и газа, осуществляет сбор и анализ данных о работе скважин и на этой основе обеспечивает добычу запланированных объемов нефти и газа, объединяет и руководит работой бригад и групп по добыче нефти и газа и бригад (групп) по исследованию скважин. Бригады по добыче нефти и газа ведут профилактический ремонт наземного оборудования скважин, поддерживают заданные параметры технологического режима. Бригады по исследованию скважин выполняют необходимые исследовательские работы по скважинам (замер дебита жидкости, определение обводненности нефти, замер дебитов газа, замер пластовых давлений и др.). Число и состав этих бригад (групп) зависят от числа обслуживаемых скважин, расстояния между ними, а также от степени их автоматизации и телемеханизации .

Цех осуществляет контроль за ходом подземного и капитального ремонта скважин и других объектов, находящихся на его территории. Всю работу возглавляет начальник цеха.

Операторы по добыче нефти разделены по бригадам или технологическим группам и под руководством мастеров бригад и старших инженеров ведут работы по обслуживанию эксплуатации скважин, осуществляют их обход и осмотр, устранение дефектов оборудования, соблюдение режима работы, пуск скважин. Эти бригады и группы постоянно связаны с диспетчерским пунктом. Цех оснащен технологическими схемами системы сбора нефти, газа, воздуха и водоснабжения, коммуникаций скважин.

Вспомогательные производства, связанные с производственным обслуживанием скважин, объединены в базы производственного обслуживания (БПО). В состав БПО входят:

- прокатно-ремонтный цех нефтегазопромыслового оборудования (ПРЦНО);

-прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭО и Э);

- цех автоматизации производства (ЦАП).

Руководство БПО координирует деятельность цехов и обеспечивает бесперебойную работу скважин и всех объектов основного производства согласно планам-графикам.

Кроме того, имеются структурные подразделения, не входящие в состав БПО, а именно:

- цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР);

- цех пароводоснабжения (ЦПВС);

- газокомпрессорный (газовый) цех (ГКЦ);

- строительно-монтажный участок (СМУ).

При производственной необходимости в отдельных НГДУ могут быть созданы прокатно-ремонтные цехи погружных электроустановок, футерования труб (антикоррозийных покрытий, остеклования, покрытия эпоксидными смолами, эмалирования) [13].

Круглосуточное оперативное руководство производством и координацию деятельности всех цехов и служб предприятия осуществляет центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС).

Основная задача ЦИТС - обеспечение выполнения плановых заданий по добыче нефти и попутного газа в НГДУ с соблюдением установленного технологического режима. ЦИТС осуществляет: руководство работой ЦДНГ и других служб; она проводит сбор и обработку информации по всем производственным объектам; организацию работ по ликвидации аварий; оказание помощи при несчастных случаях и др.

Важное значение придается планированию работ. ЦИТС разрабатывает месячные комплексные планы-графики, включающие все необходимые работы по скважинам.

Большое место в работе ЦИТС занимает осуществление мероприятий по созданию автоматизированной системы управления (АСУ). Для этого ЦИТС имеет службу обработки информации (СОИ). Она представляет собой важный рычаг оперативного руководства и контроля за технологическими процессами

3.1 Цех электроснабжения и требования к качеству электрической энергии

Электрическая энергия является основным видом энергии, используемой на предприятиях по добыче нефти и газа. Основными источниками электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий являются электрические сети распределительных сетевых компаний и автономные электростанции собственных нужд (ЭСН).

Электрическая энергия, поставляемая распределительными сетевыми компаниями, должна соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97 “Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения”. Стандарт устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трех- и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных нефтегазодобывающих предприятий.

При соблюдении норм (ГОСТ 13109-97) обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей распределительных сетевых компаний и систем электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий.

Для объектов нефтегазодобычи к основным показателям КЭ относятся отклонения и несинусоидальность напряжения, провалы и импульсы напряжения и временные перенапряжения.

Электрическая энергия является основным видом энергии, используемой на предприятиях по добыче нефти и газа.

Основными источниками электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий являются электрические сети распределительных сетевых компаний и автономные электростанции собственных нужд (ЭСН). Электрическая энергия, поставляемая распределительными сетевыми компаниями, должна соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97 “Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения”.

Стандарт устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трех- и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных нефтегазодобывающих предприятий. При соблюдении норм (ГОСТ 13109-97) обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей распределительных сетевых компаний и систем электроснабжения нефтегазодобывающихпредприятий.

Для объектов нефтегазодобычи к основным показателям КЭ относятся отклонения и несинусоидальность напряжения, провалы и импульсы напряжения и временные перенапряжения. Нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения dU_y на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 и ±10 % от номинального напряжения электрической сети.

Предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики. Импульс напряжения характеризуется величиной и длительностью грозовых и коммутационных перенапряжений, которые могут достигать 2,5-7 U_HOM при продолжительности от единиц до нескольких сот микросекунд. Временное перенапряжение характеризуется коэффициентом временного перенапряжения, равным отношению величины перенапряжения к номинальному напряжению. Приведем значения коэффициентов временных перенапряжений, возникающих в электрических сетях энергоснабжающей организации:

В среднем за год в точке присоединения возможно около 30 временных перенапряжений.

Выбор числа и мощности генераторов ЭСН

ЭСН на предприятиях нефтегазодобычи используются в следующих случаях:

* для автономного электроснабжения потребителей электроэнергией; * для обеспечения потребителей электроэнергией при параллельной работе ЭСН с энергосистемой

* для обеспечения потребителей электроэнергией на более выгодных условиях, чем от энергосистемы. При единичной мощности генерирующих электроустановок ЭСН менее 3,5 МВт в качестве приводов генераторов применяются дизельные и газопоршневые двигатели внутреннего сгорания, при мощностях свыше 3,5 МВт - двухтопливные газотурбинные установки. При этом должна быть предусмотрена комплексная система подготовки и очистки топливного газа до уровня, соответствующего паспортным данным приводного двигателя. Если уровень подготовки и очистки топливного газа не соответствует требованиям паспортных данных приводного двигателя, то мощность, развиваемая электроагрегатом в установившемся режиме, должна быть снижена до уровня, определяемого свойствами попутного газа. Это должно быть учтено при выборе количества установленных на ЭСН электроагрегатов.

На ЭСН должен быть предусмотрен запас энергоносителя в объеме, достаточном для обеспечения электрической энергией потребителей на время, определяемое в соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок” и ведомственных нормативных документов. Возможны следующие варианты применения ЭСН на нефтегазовых месторождениях: * ЭСН используется в автономном режиме без связи с сетью энергосистемы (при удалении месторождения от энергосистемы, при напряжении распределения электрической энергии 35-110 кВ на расстояние 30-40 км и более).

Утилизация попутного нефтяного газа в этом варианте производится в пределах потребности в топливе для выработки требуемого количества электроэнергии. При большой газонасыщенности добываемой нефти всегда возможен избыток газа и проблема его утилизации. При меньшей газонасыщенности нефти не исключен дефицит газа для электростанции, существующей постоянно или в отдельные периоды разработки месторождения. При дефиците газа для выработки электроэнергии или его отсутствии на начальной стадии разработки месторождения используется резервное топливо.

ЭСН обеспечивает часть потребностей месторождения в электроэнергии, а недостающая часть электроэнергии и необходимый резерв мощности обеспечиваются энергосистемой. Мощность электростанции в этом случае определяется свободными ресурсами газа.

ЭСН в нормальном режиме работы обеспечивает все потребности месторождения в электроэнергии и только при плановой или аварийной остановках части агрегатов электростанции недостающая электроэнергия потребляется от сети энергосистемы. Утилизация попутного газа обеспечивается только в пределах потребности выработки электроэнергии. Избыток газа должен утилизироваться другими способами. При дефиците газа возможно либо использование резервного топлива, либо потребление недостающей электроэнергии от энергосистемы. При использовании данного варианта должны быть получены технические условия энергосистемы на подключение автономной электростанции к системной подстанции, коммерческие условия на резервирование мощности и, если необходимо, на использование сетевых элементов энергосистемы* Мощность автономной электростанции превышает потребности месторождения, при этом избыток электроэнергии выдается в сеть энергосистемы. Обеспечивается полная утилизация попутного нефтяного газа. Экономическая целесообразность данного варианта должна быть обоснована с учетом технических и коммерческих требований, выдвигаемых энергосистемой.

ЭСН используется, как резервный источник энергии при отключениях или ограничениях в энергосистеме. Окончательный выбор варианта использования ЭСН производится на основе технико-экономического анализа с учетом условий эксплуатации генерирующих электроустановок, месторасположения месторождения относительно элементов сети распределительной сетевой компании, а также населенных пунктов.

Выбор количества, единичной мощности и сроков ввода силовых агрегатов ЭСН производится на основе следующих данных:

* о максимальной электрической нагрузке и электропотреблении месторождения;

* об изменении (увеличении) электрической нагрузки месторождения в процессе его разработки; * о свободном ресурсе попутного нефтяного газа;

* о необходимой степени резервирования мощности ЭСН по условию обеспечения надежности электроснабжения потребителей месторождения;

* о варианте применения ЭСН. Выбор электроагрегатов ЭСН должен проводиться с учетом и соблюдением следующих условий:

* число типоразмеров двигателей на ЭСН должно быть минимальным; * загрузка модулей и электростанции должна обеспечивать использование “нагруженного” резерва; * коэффициент готовности электроагрегатов ЭСН должен быть не менее 0,99;

* коэффициент технического использования электроагрегатов ЭСН должен быть не менее 0,98;

* если резервирование электроснабжения осуществляется от его источника, пропускная способность резервной линии электропередачи должна обеспечивать передачу недостающей мощности;

* на всех этапах развития должен быть обеспечен пуск наиболее мощных электродвигателей при сохранении устойчивости остальных потребителей;

* должны обеспечиваться наилучшие экономические и эксплуатационный показатели -- минимальный срок окупаемости капитальных вложений, максимальная прибыльность ЭСН, минимальные стоимость строительно-монтажных работ, эксплуатационных затрат, численность обслуживающего персонала.

Комплектация ЭСН должна обеспечить минимальные перерывы и ущерб от перерывов в электроснабжении и максимальную живучесть технологического процесса добычи нефти и газа в экстремальных ситуациях.

Поэтому на ЭСН должно быть установлено дополнительное количество электроагрегатов, необходимое для обеспечения своевременного вывода отдельных агрегатов на технические осмотры, текущие и капитальные ремонты без снижения номинальной нагрузки электростанции.

Поршневые и газотурбинные двигатели, генераторы, электротехническое оборудование и системы автоматики электроагрегатов не обладают 100%-ной надежностью. Поэтому необходимо учитывать возможность преждевременного выхода из строя отдельных систем электроагрегатов и их внеплановый ремонт и, соответственно, увеличивать количество электроагрегатов электростанции с целью повышения надежности электроснабжения потребителей до заданного уровня. Кроме того, на ЭСН должны быть электроагрегаты как в нагруженном, так и ненагруженном резерве.

Основные электроустановки нефтегазодобычи допускают перерыв в электроснабжении только на время автоматического ввода резерва.

Поэтому на ЭСН необходимо предусматривать наличие “нагруженного” резерва, т.е. в работе одновременно должно находиться столько агрегатов и загрузка их должна быть такова, чтобы при выходе одного из агрегатов оставшиеся в работе имели возможность принять на себя имеющуюся нагрузку на время, необходимое для ввода в действие агрегата из “ненагруженного” резерва, или же обеспечить ремонт вышедшего из строя электроагрегата обслуживающим персоналом (дефекты, которые могут быть устранены не более чем за 2 ч).

Допустимая величина “нагруженного” резерва электроагрегата определяется коэффициентом его загрузки с учетом перегрузочной способности, оговоренной в технических условиях на поставку.

При определении количества резервных агрегатов “ненагруженного” резерва учитываются стадия разработки месторождения, условия работы электроагрегатов ЭСН, сложность климатических и природных условий, показатели надежности выбранного типа агрегатов и режимы работы ЭСН:

* автономная электростанция работает изолированно от энергосистемы. Количество агрегатов ЭСН должно выбираться таким образом, чтобы обеспечивалось питание всех потребителей при условии, что один агрегат находится в плановом ремонте и один аварийно отключен;

* мощность ЭСН должна быть равна максимальной нагрузке потребителей месторождения плюс мощность резервных агрегатов. Все энергоагрегаты могут постоянно находиться в работе с нагрузкой ниже номинальной. При нахождении одного из агрегатов в плановом ремонте и одного из агрегатов в состоянии аварийного отключения загрузка оставшихся повышается, но не превышает номинальную;

* ЭСН работает параллельно с сетью энергосистемы. При этом в нормальном режиме потребления из сети не происходит и только при отключении одного электроагрегата возможный дефицит электроэнергии покрывается из сети энергосистемы.

Мощность электростанции в этом варианте определяется только максимальной нагрузкой потребителя, установка резервного электроагрегата не требуется.

При проведении технико-экономических расчетов по оптимальному выбору числа и мощности агрегатов ЭСН должна учитываться возможность вариации в течение срока эксплуатации следующих факторов:

* капитальных затрат на реализацию ЭСН в диапазоне ±30 %;

* производственных издержек (эксплуатационных затрат) в Диапазоне ±30%;*цены реализации избытков электроэнергии в энерготему (или сторонним потребителям) в диапазоне 10-100% от текущего тарифа; стоимости попутного нефтяного газа в диапазоне от 50 л 400 % от исходного значения;

*максимальной электрической нагрузки месторождения в диапазоне ±30 % (этим учитывается неопределенность исходных технологических показателей разработки);

* затрат на подготовку территории, строительство фундаментов и внешних инженерных коммуникаций (затраты, как правило, не входящие в стоимость комплектной поставки ЭСН; диапазон их варьирования принимается из конкретных условий варианта).Обязательной является оценка прогнозного роста цен на электроэнергию, в том числе прогнозный рост тарифа на электроэнергию в энергосистеме.



4. РАСЧЕТ ЧИСЛЕННОСТИ СОТРУДНИКОВ ЦЕХА ЭКЛЕКТОСНАБЖЕНИЯ

Таблица 4.1.

Основные производственные рабочие

Наименование профессия	Количество рабочих	Тарифный разряд
1	2	3
Электромонтер	12	3
Электромонтер	3	4

К основным рабочим относят работников, непосредственно создающих товарную (валовую) продукцию предприятий и занятых осуществлением технологических процессов, т.е. изменением форм, размеров, положения, состояния, структуры, физических, химических и других свойств предметов труда.

Таблица 4.2

Вспомогательные рабочие

Наименование профессия	Количество рабочих
Наладчик	4
Смазчик	3

К вспомогательным относятся рабочие, занятые обслуживанием оборудования и рабочих мест в производственных цехах, а также все рабочие вспомогательных цехов и хозяйств.

Таблица 4.3

Расчет фонда заработной платы основных рабочих

Профессия	Тарифный разряд	Тарифная часовая ставка	Действительный фонд времени 1 рабочего	Заработная плата основная	Премия	Всего з/п	Кол-во рабочих
Электромонтер	3	125	1721,93	22100	5000	27100	12
Электромонтер	4	116	1965,23	23000	5500	28500	3
Итого		241	3687,16	45100	105292	469171	15

Расчет заработной платы основных рабочих находится по формуле:

ЗП_повр= N_раб* Fэ* Ст_час (4.1), где

N_раб- количество основных рабочих

F_э-эффективный фонд времени одного рабочего

Ст_час- тарифная ставка

ЗПповр= 15*3687,16*241=13329083,4 руб.

Таблица 4.4

Расчет фонда заработной платы вспомогательных рабочих

Профессия	Оклад месячный	Премия	Всего з/п	Кол-во рабочих
1	2	4	5	6
Наладчик	35000	4125	39125	4
Смазчик	32000	4125	36125	3
Итого	67000	8250	71994	7

Расчет заработной платы вспомогательных рабочих находится по формуле :

ЗП_всп = N_всп*О_мес, (4.2)

N_всп- количество вспомогательных рабочих

О_мес- месячный оклад

ЗПвсп= 7* 67000= 469000 руб.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, АО “Ангарская нефтехимическая компания” выпускает около 280 видов продукции и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока. В настоящее время мощности по нефтепереработке составляют 10,2 млн тонн нефти в год, глубина переработки превышает 81%. Вторичные процессы включают установки каталитического риформинга, изомеризации, производства МТБЭ, гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, коксования, газофракционирующую установку и др.

“Роснефть” осуществляет самую масштабную в отрасли программу модернизации нефтеперерабатывающих мощностей объемом 1,4 трлн рублей, из которых 850 млрд рублей уже инвестированы: построены и модернизированы 22 основные установки и комплексы нефтепереработки, что позволило “Роснефти” существенно увеличить выпуск бензина и дизельного топлива высшего экологического стандарта “Евро 5” и полностью обеспечить потребности внутреннего рынка.

Подготовка предприятия к работе в условиях рыночной экономики обязательно включает совершенствование производственной структуры, которая должна: во-первых, быть гибкой, динамичной и постоянно совершенствовать меняющимся частным целям предприятия.

На рассмотренном предприятии - АО “АНХК” вырабатывается продукция разнообразной номенклатуры в большом объеме, что привело к созданию специализирующихся цехов и участков.

Важным экономическим вопросом, связанным с производственной структурой, является соотношение между основными, вспомогательными и обслуживающими цехами. Процесс изготовления продукции совершается в основных производственных цехах, поэтому они должны занимать преобладающее место не только по своей роли в работе предприятия, но и по количеству занятых в них рабочих, по занимаемой производственной площади. Между тем очень часто количество рабочих во вспомогательных цехах превышает численность основных. Такое соотношение является результатом высокого уровня механизации и автоматизации основного производства, которые приводят к снижению трудоемкости работ в основных цехах. Одновременно увеличивается объем работ по уходу за оборудованием, его ремонтом.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Павловская А.В. Организация производства на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях: Учебное пособие. - Ухта: УГТУ, 2004. - 191 с., ил.

2. Электроснабжение нефтегазовых предприятий: Учебное пособие / Б.Н.Абрамович, Ю.А.Сычев, ДА.Устинов. Санкт-Петербургский государственный горный институт. СПб, 2008. 81с.

3. АО "АНХК" Переработка [Электронный ресурс]/ Режим доступа: https://www.rosneft.ru/press/subsidiaries/item/192037/

4. Значение нефтяной промышленности [Электронный ресурс] / Режим доступа:https://studwood.ru/1217285/geografiya/znachenie_neftyanoy_promyshlennosti_rossii

5. Нефтяная промышленность [Электронный ресурс]/ Режим доступа: http://geolike.ru/page/gl_3018.htm

6. Производственная структура нефтегазового предприятия [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://sdamzavas.net/3-10378.html

...