Установка газофракционная

Введение. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась. Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти , обеспечить дальнейшее улучшение е переработки. В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных

термических и химических методов , с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент , топливо. Для разделений смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие процессы ректификация , компрессия , конденсация , адсорбция. На газофракционирующих установках ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.

Перспективой процесса является модернизация оборудования , улучшения качества продукций , снижение энергомкости. 1 Технологическая часть. 1.1 Назначение , краткая характеристика проектируемого процесса и обоснование выбора схемы проектируемого процесса. Установка ГФУ-1 предназначена для разделения газа и стабилизации бензина каталитического кернинга. Установка состоит из блока очистки газов , блока компрессии , блока абсорбции и ректификации.

Блок отчистки предназначен для отчистки жирного газа от сероводорода. Блок компрессии предназначен для компремирования жирного газа. Блок абсорбции и ректификации предназначен для извлечения необходимых компонентов из газа , поступающего в абсорбер с последующим разделением его по фракция на блоке ректификации. Имеется возможность работы установки по полной и упрощенной укороченной схемам.

Для работы установки по полной схеме необходимо ввести в эксплуатацию ПВД парк высокого давления , для принятия пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции с установки ГФУ-1. В настоящие время парк ПВД списан. При работе по упрощенной схеме на установки получаются следующие продукты бензин , рефлюкс углеводороды С5 и ниже , сероводород и сухой газ. Сырьм установки является жирный газ и нестабильный бензин каталитического кренинга.

1.2 Характеристика сырья , готовой продукции и вспомогательных материалов. Таблица 1 - Характеристика сырья , готовой продукции и вспомогательных материалов. Наименование сырья , материалов, изготовленной продукцииНомер государственного или отраслевого стандартаПоказатели качества обязательных для проверкиДопустимые пределыЖирный газ с установок КК сырьСТП 010101-401142-991. Массовая доля углеводородов

С5 и ниже , не более 2. Массовая доля сероводорода , не более после отчистки30 0,2 Компонент бензина КК сырьСТП 010101-401135-961. Пределы перегонки 1. Температура начала перегонки , не ниже оС 2. Температура конца перегонки , не выше оС 2. Октановое число по исследовательскому методу не менее 35 195 76Газ сухой изготовленная продукцияСостав не нормируетсяСтабильный бензин компонентСТП 010101401121-99Давление насыщенных паров , мм.рт.ст.

А бензин летнего вида , не выше Б бензин зимнего вида , не выше Содержание H2S Испытание на медной пластинки 700 900 отсутствие выдержи-ваетРефлюкс ГФУ-1СТП 010101-401182-2000Массовая доля углеводородов С5 и ниже , не более 60Азот высшего сорта чистотой 99,98 давления 5,5кгссм МатериалыСТП 010101-407501-99Объмная доля азота , не менее 99,98Сода каустическаяГОСТ 2263-79 1.3

Применение готовой продукции. Стабильный бензин используется как базовый компонент автомобильного бензина марок А-76 , АИ-92. Рефлюкс используется в качестве сырья для производства ЭП 300. Сухой газ используется в качестве газообразного топлива в цехах объединения. Сероводород используется для получения элементарной серы в цехе 1.4 Теоретические основы проектируемого процесса. Абсорбция и ректификация.

Процесс абсорбция это погашение компонентов газа жидкостью. Процесс абсорбции газов происходит в абсорбере в результате проникновения диффузии молекул газа в глубину слоя жидкости стабильного бензина. Удаление сухого газа в абсорбере облегчает последующее разделение газа путем ректификации. Поглощающая газы жидкость называется абсорбентом. Абсорбент насыщается газом или его компонентами до предела.

Этот предел , выраженый в килограммах поглощаемого вещества на килограмм поглотителя называется эффектом абсорбции . Суммарный процесс абсорбции зависит от следующих фактов 1 Химическая природа вещества абсорбента . вещества близкие по химическому строению , обладают наилучшей взаимной растворимостью. 2 Линейная скорость абсорбируемого газа. 3 Температура и давление. Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением некоторого количества

тепла. В связи с этим абсорбент в процессе насыщения самопроизвольно насыщается и нагревается. С повышением температуры растворимость газа в жидкости уменьшается , с повышением давления увеличивается. Следовательно с понижением температуры и повышением давление растворимость газа в жидкости увеличивается. 4 кратность абсорбента количество абсорбента по отношению к газу . Увеличение кратности абсорбента способствует снижению эффекта тепловыделения при поглощение газа жидкостью

, так как данное количество тепла передается большей массе абсорбента. Однако увеличение кратности абсорбента вызывает увеличение расходов на эксплуатацию. 5 Поверхность соприкосновения. Поверхность соприкосновения газа с жидкостью называют суммарной поверхностью раздела фаз между жидкостью и газом. 6 Ректификация. Процесс ректификации разделение углеводородной смеси на составляющие е компоненты путем многократного

испарения легких и многократной конденсации тяжелых компонентов , находящихся в данной смеси осуществляется в ректификационных колонах тарельчатого типа. 1.5 Описание технологической схемы процесса. Нормы технологического режима. При работе установки по упрощенной схеме исключается из схемы колоны КЛ28 , КЛ32 , КЛ36 ребойлеры АТ31 , АТ35 , АТ39 емкости Е38 , Е45 холодильники ХК29 1,2,3 , ХК33 , ХК37 1,2,3 .

Все эти аппараты отсекаются от действующей схемы задвижками с установленными заглушками. Газовый конденсат и нестабильный бензин поступает из емкости Е17 1 в насос Н104 1,2 и далее на выкид насоса Н107 1,2 . Жирный газ из емкости Е17 1 направляется в нижнюю часть абсорбера КЛ211 , где абсорбируется бензином , подаваемым насосом

Н105 1,2 через холодильник ХК25 1 в верхнюю часть абсорбера , через холодильник ХК19 в среднюю часть абсорбера на 11 , 15 , 19 тарелки. Сухой газ сверха абсорбера Кл211 через каплеотбойник Е18 отводится на газовый узел. Насыщенный абсорбент снизу абсорбера КЛ21 1 поступает на насос Н107 1,2 И вместе с газовым конденсатом из

Е17 1 , подаваемым на выкид Н107 поступает через теплообменник АТ203 , АТ20 4в стабилизатор КЛ212Из каплиотбоиника Е18 конденсат периодический по мере накопления откачивается вместе с насыщенным абсорбентом насосом Н1071,2 в стабилизатор Кл21 2 . Не стабильный бензин откачивается из емкости Е26 насосом Н105 1,2 и подается на орошение и в среднюю часть абсорбера

Кл211 . В стабилизаторе КЛ21 2 происходит отделение фракций С5 и ниже , которые в виде паров сверху стабилизатора поступают в конденсаторы холодильники ХК221,2 , ХК331,2 , а затем в рефлюкционую емкость Е30. Нижней продукт стабилизатора КЛ21 2 стабильный бензин из рейбоилера АТ24 проходит трубное пространство теплообменников

АТ20 4 , АТ20 3 , холодильники ХК25 2,3 ,ХК20 1,2 поступает в отстойник Е42 , где происходит отчистка бензина от H2S щелочью. После отстойников бензин отводится в ТСЦ. Рефлюкс стабилизации из емкости Е30перетекает в емкость Е34 емкость Е30 находится в заполненном состоянии , откуда насосами Н1101,2 , Н108 1,2 подается на орошение стабилизатора

КЛ21 2 , а избыток подается в отстойник Е46 и после отстойника отводится ТСЦ. Газ с верху емкости Е34 подается на газовый узел. Таблица 2 нормы технологического режима. Наименование стадий процесса, аппараты показ.режимаЕденеца измеренияДопускаемые пределыРефлюксная сырьевая емкость Е171 Уровень шк.Вт.пр.В пределах 20-80Абсорбер КЛ211

Температура верха Давление Уровень t Газа на входе в А211 Скорость подачи орошения на верхнюю тарелку Температура орошения оС Мпа шк.Вт.пр. оС м3ч оС Не более 46 Не более 1,5 В пределах20-80 Не выше65 В пределах 3-10 Не выше 40Каплеотбойник Е18 Давление Уровень Мпа шк.Вт.пр. Не более 11,5 В пределах20-80Стабилизатор

КЛ21 2 Температура низа Температура верха Давление оС оС МПа Не более 190 Не более 105 Не более 1,2Емкость Е30 Давление Уровень МПА шк.Вт.пр. Не более 1,2 В пределах 20-80Ребойлер АТ24 Температура Уровень оС шк.Вт.пр. Не более 190 В пределах 20-80Отстойник бензина Е42 Температура на выходе

Давление оС МПа Не более 40 Не более 0,5Рефлюксная емкость Е34 Давление Уровень Мпа шк.Вт.пр. Не более 1,2 В пределах 20-80Пар на блоке разделения газа Давление МПа Не менее 1,0 1.6 Аналитический контроль производства. Таблица 3 - Аналитический контроль производства. Наименование стадий процесса Место отбора пробыКонтролируемый продуктКонтролируемые показателиМетоды испытанияПереодичность контроля12345Сухой

газ с линии выхода газа из каплеотбоиника Е18Сухой газМассовая доля компонентов МВИ 397-981 раз в месяцСтабильный бензин из емкости А42Стабильный бензинДавление насыщенных паров - для летнего вида не более 700 мм.рт.ст. -для зимнего вида не более 900 мм.рт.ст. Испытание на медной пластинке выдерживает Наличее сероводорода Отсутствие Октановое чило не менее 76ГОСТ 1756-52

ГОСТ 6321-92 МВИ 866-95 ГОСТ 511-82 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки Рабочий раствор каустической соды из емкости Е42 Рабочий раствор каустической содыОбщая щелочность рабочего раствора в пересчете на NaOH не более 20 Массовая доля активной щелочи не менее 2МВИ 308-94 МВИ 308-941 раз в неделю 1 раз в неделюРефлюкс из емкости Е34РефлюксМассовая доля углеводорода С5 не более 60

Плотность в пределах 0,699-1,034 гсм3МВИ 67-68 Гост 3900-851 раз в месяц 1 раз в месяц 1.7 Автоматизация технологического процесса. Таблица 4 Спецификация средств автоматизаций. Позиционное обозначениеНаименование ПриборовМаркаКоличество в ШТ1-1,3-1,7-1Термометр сопративления Пределы измерения 50 0С 200 0С Ру0,4ТСП-508131-2,3-2,1-3,3-3Мост следящего уравновешиванияКСМ-442-1,5-1Диафрагма

камерная давления 1мПа установлена на труба проводДКН 10-20022-3,4-3,5-3,6-2Вторичныи самопишущий прибор раход воздуха 420 лч Диапазон измерения 0,02-0,14 мПаПВ 10-1Э44-1Уровнемер буйковый пневматический . Выходной сигнал 1,4-0,14 кг.ссм2 При изменения уровня выходной сигнал изменяетсяУБП12-2,5-2Измерительный преобразователь давления пневматический Давления питания 1,4-0,14 кг.ссм2 13ДД 11-72022-4,4-4,6-3Регулирующий блок системы старт с пропорционально регулирующим законом регулирования

Давление питания 140КПаПР 33131-4,3-4,2-5,4-5, 6-4Мембранный исполнительный механизм прямого действия Быстродействие 20 сек.МИМ-ППХ-ВЗ56-1Дифманометр мембранный пневматический Пределы измерения давления воздуха от 0,02 до 0,1 мПаДМПК-100А14-2Показывающий сигнализирующий прибор рабочее напряжение 220 В Класс точности 1,5ЭКМ-1918-2Рефрактометр Датчик взрывозащищенного исполнения и блок питания.

Пределы измерения 1,2-1,8Д2РП-Д1 Производственный процесс газофракционирования автоматизирован. Управление процессом осуществляется со щита КИП. Все вторичные приборы вынесены на щит в операторную. Основные параметры давление , температура , расход и уровни регулируются автоматический. 1.8 Охрана труда. Основная опасность промышленных объектов нефтепереработки представляет аварийная загазованность , пожары и взрывы. Многие из продуктов взрывопожароопасные или токсичные.

Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит до 1,5 тысяч аварий , 4 которых уносят значительное количество человечиских жизней. Аварийность имеет тенденцию к росту. Совершенствование технологических процессов и оборудования является важным фактором повышения уровня безопасности производства. Характеристика производственных помещений по взрывоопасности.

Операторная . категория пожарной опасности Д. Класс по ПУЭ не взрывоопасна. Насосная . Категория А. Класс по ПУЭ В 1а. Территория установки . Категория А . Класс по ПУЭ-В-1г. Характеристика вредных веществ. 1. Окись углерода СО. Бесцветный , ядовитый , огневзрывоопасный газ , без вкуса , с очень слабым запахом.

Горит синеватым пламенем. ПДК-20мгм3. Пределы взрывоопасности 13-75 об. Основные симптомы потеря сознания , отдышка , удушье. 2. Сероводород Н2S. Бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Общий характер действия на организм сильный нервный яд , вызывающий смерть от остановки дыхания , на дыхательные пути действует раздражающе. ПДК 10 мгм3.

Пределы взрывоопасности 4,3-45,5 . Индивидуальные защитные средства фильтрующий противогаз марки В. 3. Жирный газ. Агрегатное состояние при нормальных условиях газообразное. Плотность паров по воздуху 1,98. 4. Бензины . Класс опасности 4. Общий характер деиствия на организм как наркотик. Крекинг бензин токсичнее бензинов прямой гонки. При концентраций любого бензина 35000-40000 мгл опасны для жизни даже при вдыхании 5-10 минут.

ПДК-100 мгм3 . Придел взрываемости 0,87-8,75 .При работе с бензином применяется противогаз марки А. Мероприятия при охране труда. Начальник цеха производит ежедневно проверку в подразделениях цеха , состояние охраны и условия труда организация рабочих мест , исправность оборудования , правильность ведения технологического процесса и операций. Начальник установки производит ежедневно проверку рабочих мест оборудования , приборов , средств коллективной и индивидуальной безопасности , работоспособность

сигнализаций и блокировок. 1.9 Охрана окружающей среды. Социальное значение. В середине нашего столетия резко обострилась проблемы связанные с химическим загрязнением биосфера , нередко приводящие к острым токсично-экологическим ситуациям. Основными источниками загрязнения атмосферы являются резервуары и сами нефтепродукты. Укрепление установок существенно сокращает выбросы вредных веществ в атмосферу.

Отходы и выбросы. 1. Отработанный раствор щелочи. Образуется постоянно. Отработанный раствор щелочи перерабатывается на установки СЩС. Количество 300 тгод. 2. Отработанные масла. Отработанные масла отводятся на установку регенераций масел. Сточные воды с охлаждающих насосов направляются на биологическую отчистку УВК и ОСВ. Место сброса в промышленную канализацию после локальной отчистки.

Мероприятия по охране окружающие среды. Мероприятия по сокращению выбросов при режиме 1 1. Усилить контроль за точным соблюдением технического режима согласно технологическому регламента. 2. Запретить работу оборудования на форсированном режиме. 3. Усилить контроль за работой технологического оборудования , запорной арматуры , приборов КИП и А. 4. Прекратить продувку , пропарку , чистку оборудования и ремонтные работы , связные с повышенным

выделение вредных веществ атмосферу. Выбросы всего по цеху с мероприятиями 130,205 гсек 2 Расчетная часть. 2.1 Расчет основного аппарата - колонна стабилизации. Назначение Колона стабилизации предназначена для стабилизации бензина и отделение фракции С5 и ниже. Цель расчета Определение основных размеров колонны , материальных потоков и затрат тепла. Исходные данные Производительность по бензину 250 т.тгод , по газу 89 т.тгод число дней n336.

Рисунок 1 колона стабилизации. 1. Материальный баланс установки ГФУ-1. Таблица 5 Материальный баланс установки ГФУ-1. Наименование продуктовВыход в Выход продуктовт.тгодтсутКгчКгсВзято К-т бензина кк Газ жирный кк 73,7 26,3 250 89 744 264 31000 11000 8,6 3,0Итого10033910084200011,6Получено К-т бензина ст. Рефлюкс Газ сухой Сероводород Потери 75,1 13,2 8,94 1,9 0,86 254,5 44,7 30,3 6,6 2,9 757 133 90,3 19,2 8,5 31541 5541,5 3762,5 800,5 354,5 8,7 1,5 1,2 0,2 0,09Итого10033910084200011,6

Таблица 6 Материальный баланс колонны стабилизации. Наименование продуктовВыход в Выход продуктовКгчКгсПоступило К-т бензина кк 100 38250 10,6Итого1003825010,6Получено Рефлюкс К-т бензина ст. 44,7 56,3 17083 21167 4,7 5,9Итого1003825010,6 2. Расчет температурного режима колонны. 2.1. Расчет температуры ввода сырья.

Таблица 7 Расчет температура ввода сырья. ПродуктХi Мас. доляМi Мол. мас.tкип ср. оСРi мольная доляХ0ПРi-ПБензин 35-800 80-1300 130-1950 0,2 0,35 0,45 80С6 102С8 134С10 57 105 162 7101 5101 7101 25 34,3 33,5 0,269 0,369 0,362 322,8 442,8 434,4 -500 -700 -500Итого1, ,000 Продолжение таблицы 7. еРi-ПеРi-ПП УiMi -100 -140 -100 1100 1060 1100 0,2 0,4 0,4 0,35 0,45 0,35 28 40,8 53,61,0Му122,4

Tвхода160 оС , П1200 Кпа , е0,2 2.2. Определяем температуру верха колонны. Таблица 8 Температура верха колонны. КомпонентТемпература верхаУiРi , КПаКiУi КiРефлюкс С3 С4 С5 100 0,4 0,5 0,1 5103 2103 7102 1,6 1,6 0,5 0,4 0,31 0,2Итого0,91 2.3. Определяем температуру низа колонны. Таблица 9 температура низа колонны. КомпонентТемпература верхаХiРi КiКi ХiБензин ст. 40-1000

С6 100-1500 С8 150-1950 С10 190 0,2 0,3 0,5 2103 5102 2102 1,6 0,4 1,2 0,3 0,1 0,5Итого0,9 3. Определяем флегмовое число. Rопт3 Рудин М.Г. с.248 4. Определение теплового баланса колоны. Учитывая вс тепло входящее в колону и выходящее из не. 1 4.1. Тепло вводимое в колону сырьм нагретым до температуры. кДжч 2 где Gc количество сырья Jt энтальпия сырья 3 4 где М0 средняя молекулярная масса сырья кДжкг 5 6 7 8 4.2.

Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром . Обозначим Qвп , Qг.с 9 Qг.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса. 4.3. Тепло выносимое из колоны с паром ректификата дистиллята при tв . кДжч 10 D17083 количество дистиллята по материальному балансу колонны. 542,08 кДжкг кДжч 4.4. Тепло выводимое из колоны с жидким остатком. кДжкг 11 кДжкг кДжкг кДжч 4.5.

Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением кДжч 12 где L количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны , определяется по формуле кгч 13 где Rопт флегмовое число D количество дистиллята L31708351249 кгч кДжкг 700С кДжкг кДжч 4.6. кДжч 14 кДжч 4.7. Представляем полученные данные в равенство получаем 15 где 1,021,03 это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду , который составляет 23 от кДжч 4.8.

Рассчитываем количество горячей струи. кгч 16 где tГ.С. принимаем на 40-50 0С выше температуры куба колонны tГ.С.2300С кДжкг кгч 5. Определение внутренних материальных потоков. 5.1. Количество паров верхней концентрационной части колоны. 17 кгч 5.2. Количество паров в отгонной части колонны.

18 где R теплота испарения остатка. кгч 6. Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и допустимой скорости движения паров в свободном сечении колонны. 6.1. Рассчитываем объем паров проходящих в течении 1 го часа верхней части колонны. м3ч м3ч 6.2. Линейная допустимая скорость паров в колонне. Ud0,2 мс 6.3. Диаметр колонны в метрах определяем по формуле м 20 м 6.4.

Примем диаметр равный D1,8 м 7. Число тарелок 30 8. Высота тарелок h0,610 м 21 где h1 высота верхнего днища м h2 высота тарельчатой части колонны. м 22 h3 высота от нижней части тарелки до уровня жидкости h31 м h4 высота кубовой части колонны. 23 где м3 24 м h5 - опорная обечайка h54 м Hh1h2h3h4h50,917.612.6426.1 м Колонна стабилизации КЛ 21 2 имеет температуру верха 1000С , низа 1900С .

Массовая доля отгона сырья на входе в колонну 0,2. Диаметр колоны равен 1,8 м . Высота колонны 26,1 м , что соответствует размерам колонны на установке ГФУ-1 цеха 10. 2.2 Расчет аппарата холодильник. Назначение Холодильник предназначен для охлаждения нефтепродукта . Цель расчета определить основные размеры. Исходные данные

Gб21167 кгч t11400C t2400C t3200C t4400C Рисунок 2 Холодильник. 1. Тепловая нагрузка. 26 кДжкг кДжкг 2. Средняя разность температур 0С 27 0С 3. Примем коэффициент теплопередачи К175 Втм2с Адельсон С.В. с.160 4. Поверхность теплообмена м2 28 м2 5. Расход воды. кгч 29 кгч Вывод Принимаем кожухотрубчатый холодильник с плавающей головкой по

ГОСТ 14246-79 . Диаметр кожуха 1400мм , диаметр труб 20 мм , число ходов по трубам 4 , поверхность теплообмена 1040 м2 , длина труб 9000 мм. 2.3 Расчет аппарата - отстойник . Название аппарата отстойник предназначен для отстаивания рефлюкса от газа С1-С2 Цель расчета определить основные размеры аппарата. Исходные данные температура 400С , давление 1,2 Мпа

Поступает 68332 кгч С3 606 кгч газ С2 200 кгч газ С4 16240 кгч газ С4 14500 кгч жидкость 578 кгм3 С5 36786 кгч жидкость 626 кгм3 Скорость газа в свободном сечении аппарата 0,15 мс Рисунок 3 Отстойник Е 34. 1. Объем газа С3 . М3ч 30 м3ч 2. Секундный объем газа С3 . м3с 31 м3с 3. Объем газа

С2 . м3ч 4. Секундный объем газа С2 . м3с 5. Объем газа С4 . м3ч 6. Секундный объем газа С4 . м3с 7. Секундный объем жидкости С4 . м3с 32 8. Секундный объем жидкости С5 . м3с 9. Общий объем смеси . м3с 33 м3с 10. Сечение аппарата. м2 34 м2 11. Диаметр аппарата. м 35 м Вывод принимаем аппарат диаметром

D1 м. 3 Экономическая часть. Цель расчета Рассчитать технико экономические показатели установки ГФУ-1. 3.1 Обоснование годовой производственной мощности. 36 где М мощность технологической установки П производительность оборудования Тэфф эффективный фонд М777336261234 т Выход целевого продукта МцелМКвых 37 Мцел2612340,751196186 т ТрТк-Тэфф365-33629 дней.

3.2 Расчет производственной программы. Производственная программа установки рассчитывается на основе производственной мощности установки и исходных данных об отборе основной и попутной продукций. Таблица 10 Производственная программа. Вид сырья , продукций отбораГодовой объем тоннВзято К-т бензин кк Газ жирный кк 66,8 33,2 174582 86652Всего100 261234Получено Калькулируемая продукция К-т бензин ст. 75,1 196186Итого 75,1 196186Не калькулируемая продукция

Рефлюкс Сероводород Газ сухой 13,2 1,9 8,94 34482 4963 23354Итого 24,0462799Потери0,862249Всего100 261234 3.3 Организация производства. Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего. Для определения численности рабочих необходимо рассчитать количество дней и часов работы , подлежащий отработке в год одним рабочим эффективный фонд рабочего времени. Расчет планового баланса рабочего времени ведется с учетом средней продолжительности отпуска , невыходов

по болезни , невыходов в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей , внутрисменных потерь времени , режимов работы установки. Для непрерывного производства наиболее распространен четырех бригадный , трехсменный график работы 8 часов , а также пяти бригадный , трехсменный график работы 86 часов. Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего ведется по форме таблицы. Таблица 11 Плановый баланс рабочего времени одного рабочего.

Показатели Периодичность производства при 7 часовомНепрерывное произв. при 5-ти бригадном граф.1231.Календарные дни Тк 2.Нерабочие дни всего 2.1. Выходные Твых 2.2.Праздничные Тпр 3.Максимальный возможный фонд рабочего времени Тмакс дни 3.1.Обычные дни 3.2.Праздничные дни и предвыходные365 117 104 13 248 193 55365 73 73 - 292 - -1234.Максимально возможный фонд рабочего времени

Тмв 5.Планируемые дни не выхода на работу всего в том числе 5.1.Отпуска очередные и дополнительные , дни 5.2.Болезни 5.3.Выполнение гос.обязон. 5.4.Ученические отпуска 6.Планируемы эффективный фонд рабочего времени 7.Средняя продолжительность рабочего дня , час 8.Планируемый эффективный фонд рабочего времени Тэфф , час 9.Коэффицент использования рабочего времени , Ки 19375561681 38 29 7 1 1 210 6,7 1407 0,8 1752 38 29 7 1 1 254 6 1524 0,86 3.4

Расчет численности производственных рабочих. Таблица 12 Расчет численности производственных рабочих. Наименование профессий рабочихГр. СменостиПрод. СменыТар. Разряд.Кол-во рабочих1 см2 см3 см4 см123456781.Старший оп. 2.Оператор 3.Оператор 4.Машинист 5.Машинист 5-ти бригадный 6 часов6 5 4 5 41 1 2 1 21 1 2 1 21 1 2 1 21 1 2 1 2Всего7777 Продолжение таблицы 12. Число рабочих на подменуЯвочное числоКоэфф.

Использования рабочего времениСписочное числоЧасовая тарифная ставка9101112131 2 3 4 5- 1 1 1 15 5 10 5 10 1,145 6 11 6 1121,030 18,593 16,444 18,593 16,444Всего43539 3.5 Расчет годового фонда оплаты труда. 1. Определяем тарифный фонд заработной платы. руб 38 где Счас часовая тарифная ставка Тэфф эффективный фонд рабочего времени Чсп списочная численность рабочих 39 руб 2. Определяем премию. 40 где ПР сумма премий , руб П установленный размер премии по действующему положению премирования на

предприятии. руб. 3. Определяем доплату за ночное время. На долю ночных часов приходится 13 часть отработанного времени. За каждый ночной час доплачивается 40 тарифной ставки. Dноч13Фтар0,4131051422,80,4126170,73 руб. 41 4. Определить доплату за верчение часы. На долю вечерних часов приходится также 13 отработанного времени.

За каждый вечерний час доплачивается 20 тарифной ставки. Dвеч13Фтар0,2 руб 42 Dвеч131051422,80,263085,3 руб 5. Определить доплату за праздничные часы. Праздничные часы оплачиваются в двойном размере. DпрСчасТпр Тсм ПсмЧяв руб. 43 Где Тпр число праздничных дней , в году. Тсм продолжительность смены , в часах. Псм количество смен.

Чяв явочное число рабочих в смену. Dпр17,69136435193174,8 руб. 6. Определяем доплату за переработанные часы только по четырехбригадному графику. Определяем фонд основной заработной платы. ФоснФтарПРDночDвечDпр 44 1051422,8525711,4126170,7363085,31931174 ,83697565 руб. 7. Определяем оплату дней отпуска. Эта оплата производится из расчета среднемесячной зарплаты за год и рассчитывается по формуле. руб. 45 где

Тэфф эффективный фонд рабочего времени , дни Тот продолжительность отпуска дни. руб. 8. Определяем оплату дней выполнения государственных и общественных обязанностей. руб. 46 где Тго планируемые затраты рабочего времени на выполнение государственных и общественных обязанностей , дней. руб. 9. Определяем фонд дополнительной заработной платы. Фдоп ОотОго руб. 47 Фдоп 422162,914557,3436720,2 руб.

10. Определяем доплату по районному коэффициенту. DркФоснФдоп0,15 руб. 48 Где 0,15 доплата по районному коэффициенту для Урала и Башкортостана. Dрк3697565436720,20,15620142,7 руб. 11. Определяем годовой фонд заработной платы. ФгФоснФдопDрк 49 3697565436720,2620142,74754427,9 руб. 12. Определяем среднемесячную заработную плату одного рабочего. руб.

50 где 12 число месяцев в году Чсп списочная численность рабочих. руб. 13. В калькуляцию себестоимости продукции включается отчисления в фонд социального страхования , который для предприятия отрасли составляет 35,6 от годового фонда заработной платы. руб. 51 3.6 Расчет годового фонда заработной платы. Фонд заработной платы ИТР и служащих рассчитывается на основе должностных окладов и доплат за вредные условия труда.

Таблица 13 численность ИТР. Наименование должностиЧисленность ИТРМесячный должностной оклад1. Начальник установки 2. Механик установки 1 1 6910 6410 1. Определяем годовой фонд заработной платы ИТР. ФгнОд1,111 руб. 52 Где Од месячный должностной оклад , руб. 1,1 коэффициент , учитывающий вредные условия труда .

11 число рабочих месяцев в году , мес. Фгн69101,11183611 руб. Фгм64101,11177561 руб. 2. Определяем сумму премии. руб. 53 где 60 премия , в руб. руб. 3. Определяем дополнительную заработную плату . руб. 54 где 25,4 среднее количество рабочих дней в месяц , дни. Dот число дней отпуска. руб. руб. 4. Определяем доплату по районному коэффициенту.

DркФгПРФдоп0,15 руб. 55 Dрк.н8361150166,6119700,1521862 руб. Dрк.м7756146536,6111030,1520280 руб. 5. Определяем годовой фонд заработной платы с учетом районного коэффициента. ФгркФгПРФдопDрк руб. 56 Фгрк8361150166,61197021862167609 руб. Фгрк.м7756146536,61110320280155480 руб. 6. Определить отчисления в фонд социального страхования. руб. 57 руб. 3.7 Расчет себестоимости продукции. Себестоимость продукции важнейший показатель деятельности

предприятия. Расчет себестоимости еденицы продукции производится путем составления калькуляции себестоимости . Основой для состовления калькуляции себестоимости служит 1 Производственная программа цеха 2 Нормы расхода материала , сырья , топлива , энергии 3 Стоимость основных фондов 4 Годовые нормы амортизации 5 Данные расчета фонда заработной платы 6 Нормы расходов на ремонты 7

Данные по цеховым и общезаводским расходам 8 Плановые и отчетные калькуляции себестоимости продукции. Таблица 14 Затраты на вспомогательные материалы , топливо и энергоресурсы. Наименование ресурсовЕд. изм.Цена За ед.Расход норм.Наимен. Продук.Произ. Прогр.Кол-воСумма123456781.Вспомогательн ые материалы. 1.1. МЭА 1.2. Сода кауст. т т 18914,62 2893 0,00008 0,001

Газ жид. Газ жид. 86652 86652 7,7 171,9 145642 497306Итого по плануТопливо Энергоресурсы 1.Газ 2.Вода 3.Эл.энергия 4.Сжат.воздух 5.Азот Гкал Тм3 ТкВтч Тм3 Тм3 202,14 299,82 580,29 137,42 1875,37 1,15 0,1 0,3 0,02 0,02 Газ жид. Газ жид. Газ жид. Газ жид. Газ жид. 86652 86652 86652 86652 86652 100410 9252 27874 1950 2570 20296877 2773934 16175003 267969 4819700Итого1. Определяем затраты на сырь и основные материалы. ЗсЦQЦк-т бензинаQк-т бензина

Цжг Qжг руб. 58 Где Ц оптовая ценна за единицу , руб. Q количество переработочного сырья. Зс2,7174582866521,3584019 тыс.руб.584019000 руб. 2. Определяем фонд оплаты труда производственного персонала установки и ИТР . Для расчета этой статьи данные берутся из расчета. ФгодРабИТР4754427,93230895077516,9 руб. 59 3. Определяем отчисления на социальное страхование.

ОсоцРабИТР169257,6115018284275,6 руб. 60 4. Определяем расходы на содержание и эксплуатацию оборудования. 4.1. Годовые амортизационные отчисления. руб. 61 где Фср.год среднегодовая стоимость основных производственных фондов , руб. На норма амортизационных отчислений На 12 руб. 4.2. Определяем величину ремонтного фонда. руб. 62 где Нрем норма на провидение ремонтных работ

Нрем6 руб. руб. 5. Определяем затраты на внутризаводскую перекачку. ЗперСперQ руб. 63 Где Спер- себестоимость перекачки 1 тонны сырья берется по данным предприятия. Q количество сырья , перерабатываемого на установке. Спер102612342612340 руб. Зпер261234026123468243202 руб. 6. Определяем цеховые расходы. Зцех7840200 руб. по данным предприятия 64 7.

Определяем общие комбинатовские расходы. Зобщ38819200 руб. по данным предприятия 65 8. Определяем стоимость побочной продукции. СпобЦВпоб руб. 66 Где Ц ценна за еденицу побочной продукции , руб берутся по данным предприятия. Впоб объем производства того или иного вида побочной продукции. Споб.р1951,23448267281278 руб. Споб.гс1300,802335430378883 руб.

Споб.сер216,8049631075978,4 руб. Споб67281278303788831075978,498736139 руб. Определяется производственная себестоимость продукций. 9. Всего выпуска. СпрЗсЗвспЗтЗэнФгОсоц.стрЗсобЗцехЗобщЗпер -Споб руб. 67 Спр ,9284275,6 6314999,878402003881920068243202-9873613 9 656738786 руб. 10. Единицы продукции. рубт 68 рубт 11. Определяем внепроизводственные расходы.

Внепроизводственные расходы составляют 1-3 от производственной себестоимости. Звнепр0,01Спр руб. 69 Звнепр0,016567387866567387,8 руб. 12. Определяем полную себестоимость продукции. 12.1. Всего выпуска. СполнСпрЗвнепр руб. 70 Сполн6567387866567387,8663306173,8 руб. 12.2. Единицы продукции. руб. 71 руб. Таблица 15 Калькуляции себестоимости продукции.

Наимен. статьиКол-во В тонн.Цена Руб.Сумма Руб.Наимен. Продук.Кол-во В тонн.СебистоимостьРуб.ВсегоСырь и основ. Матер. 1.К-т бензин кК 2.Газ жирный кК Итого 174582 86652 261234 2796,19 1300,80 4096,99 488164,4 112716,9 600881,3 А.Кальк. 1.К-т бензина ст. Итого 196186 196186 3347 3347 656738786 656738786Отходы потери безвозв. Итого отходов Итого по ст.1 за вычетом отходов Затраты по обработ.

2249 258985В. Некальк. 1Серо-водород 2 Газ сухой 3 Реф- люкс Итого 4963 23354 34482 62799 216,80 1300,80 1951,2 - 1075978,4 30378883 67281278 98736139ВсегоВсего258985 Таблица 16 Расшифровка затрат. Наименование статьиНа весь выпуск сумма , руб.На единицу продукции , руб.1. Сырь и основной материал 1.1.

Компонент бенз. кк 1.2. Газ жирный кК Итого по ст.1 2.Вспом. материалы 2.1. МЭА 2.2. Сода каустическая Итого по ст. 2 3. Топливо технолог. 4. Энерг. Затраты Пар Вода Электроэнергия Сжатый воздух Прочие АЗОТ Итого по ст. 4 5. Затрата на произв.перс. 6. Отчисление на соц.страх. 7. Расходы на сод.и эксплутац.

Оборудования 7.1. Амортизация 7.2. Ремонтный фонд 8. Внутризаводские перекач. 9. Цеховые расходы 10. Общезавод.расходы 11. Не калькулируемая прод. 12. Произ.себистоимость 13. Внепроизводственные расходы 14. Полная себистоимость 488164,4 12716,9 600881,3 145642 497306 642948 - 20296877 273934 16175003 267969 4819700 41833483 4754427,9 169257,6 4509999,9 2254999,9 68243202 7840200 38819200 98736139 656738786 6567387,8 663306173,8 2,48 0,57 3,06 0,742 2,534 3,277

- 103,4 1,39 82,4 1,36 24,5 213,2 24,2 0,862 22,9 11,4 347,8 39,9 197,8 503,2 334,75 33,4 338,1 3.8 Расчет товарной продукции. Товарная продукция включает в себя стоимость всей выработанной годовой продукции , независимо от того в каком переуди она будет реализована и стоимость полуфабрикатов на сторону. 1. Расчетная цена определяется по формуле. рубт 72 Ц1,25338422,5 рубт 2. Объем товарной продукции в стоимостном выражении составит.

ТПЦВ руб. 73 ТП422,519618682888585 руб. 3.9 Расчет технико экономических покозателей. 1. Производительность труда. 74 где В объем вырабатываемой продукции , т. Чсп списочная численность производственных рабочих , чел. тчел 2. Определяем фондоотдачу. труб. 75 где Фср.г среднегодовая стоимость основных производственных фондов , руб. труб. 3. Определяем прибыль. руб. 76 Где Ц расчетная цена единицы продукции себестоимость единицы

продукции. П422,5-33819618616577717 руб. 4. Определяем рентабельность производства продукции. 77 где С себестоимость всего выпуска , руб. 5. Определяем величину удельных капитальных вложении . руб. 78 руб. 6. Определяем срок окупаемости капитальных вложений. лет 79 года Таблица 16 Технико экономические показатели. Наименование покозателейЕд. измененияКоличествоЭффективный фонд времени работы оборудования Годовая мощность установки

Выход основной продукции Численность работников Стоимость основных производственных фондов Производительность труда Фондоотдача Себестоимость единицы продукции Рентабельность продукции Прибыль Срок окупаемости Капитальные вложения Дни Т чел. Руб. Тчел Труб Рубт руб. год 336 777 75,1 39 37583333 5030 0,00522 338 24,9 16577717 2 Вывод Установка ГФУ-1 с годовой производственной Мощностью по переработке сырья 261234 т. является рентабельной

Себестоимость единицы продукции составляет 338 рубт . Капитальные вложения окупаются за 2 года со дня выхода установки на полную мощность . Использование данной установки целесообразно.