Данная работа представляет собой отчет по производственной практике на ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ, Нефтеперерабатывающий завод.
Главной задачей практики был сбор подробных сведений по организационному, экономическому и финансовому состоянию предприятия.
Местом прохождения практики был плановый отдел, в должности экономист по планированию (стажер).
Экономист по планированию является непосредственным исполнителем работы по организации, осуществлению и совершенствованию планово-экономической работы с целью обеспечения более рационального использования производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышения экономической эффективности и рентабельности производства, ежедневного учета движения нефтепродуктов.
Отчет включает в себя общую информацию о предприятии, анализ технико-экономических результатов деятельности предприятия за период с 2008 по 2009 годы, функционирование логистических подсистем, организацию и планирование сбыта и элементы маркетинговой политики.
Ангарский НПЗ, построенный в конце 1950-х гг., принадлежит ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», которое было приобретено НК «Роснефть» в мае 2007 г. Он является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.
Завод перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть». До приобретения Ангарского НПЗ НК «Роснефть» перерабатывала на нем значительные объемы собственной нефти на условиях процессинга.
Первая продукция была получена 5 августа 1960 года. Объем переработки нефти составляет 9,5 млн тонн в год. Глубина переработки нефти составляет 78,11%, что на 6, 31% выше среднего показателя по России, а выход светлых нефтепродуктов составляет 66% при среднем значении по стране 54%.
НПЗ выпускает более 200 наименований продукции, в том числе бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, различные марки битума, кокса, масел. Продукция завода реализуется на внутреннем рынке и экспортируется в 14 стран мира.
На сегодняшний день применяются технологии, направленные на производство высококачественной продукции, минимизацию промышленных и экологических рисков, снижение издержек. Проведена модернизация основных технологических установок, планируется ввод в эксплуатацию новых производств: комплекса изомеризации легкой прямогонной нафты, гидроочистки дизельного топлива, установок алкилирования, гидроочистки бензинов каталитического крекинга. Запуск новых комплексов позволит организовать производство товарных бензинов современного качества.
Местонахождение предприятия: Российская Федерация, Иркутская область, г. Ангарск.
Почтовый и юридический адрес:
ОАО«Ангарская нефтехимическая компания»
665830 г. Ангарск Иркутской области
Завод относится к предприятиям нефтеперерабатывающей промышленности, в структуре департамента переработки нефти и газа министерства энергетики Российской федерации
Тип производства – массовое производство.
1. Высокооктановые бензины: горючая смесь лёгких углеводородов с температурой кипения от 30 до 200 °C. (АИ-92 («регуляр»), АИ-95 («премиум»), АИ-98 («супер»), применяются в качестве моторного топлива.
3. Дизельное топливо: керосиново-газойлевая фракция прямой перегонки нефти. Применяется как топливо в дизельном двигателе внутреннего сгорания.
Летнее дизельное топливо: Плотность: не более 860 кг/м³. Температура вспышки: 62 °C. Температура застывания: −5 °C.
Зимнее дизельное топливо: Плотность: не более 840 кг/м³. Температура вспышки: 40 °C. Температура застывания: −35 °C.
Арктическое дизельное топливо: Плотность: не более 830 кг/м³. Температура вспышки: 35 °C. Температура застывания: −50 °C.
Экологически чистое дизельное топливо – дизельное топливо с пониженным содержанием серы.
4. Компонент бензина: бензиновые фракции нефти, применяемые для смешения в производстве товарных бензинов
5. Мазут: остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций. Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей, для производства флотского мазута, тяжелого моторного топлива
6. Кокс нефтяной: твердый остаток вторичной переработки нефти или нефтепродуктов. Используется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры, восстановитель при получении ферросплавов
7. Нефтебитумы: остаточные продукты переработки нефти, имеющие твёрдую или вязкую консистенцию и состоящие из углеводородов и гетероатомных (кислородных, сернистых, азотистых, металлсодержащих) соединений. Применяются в дорожном строительстве.
Весь перечень продукции выпускаемой на нефтеперерабатывающем заводе представлен в Приложении 1.
Дальнейшее существенное увеличение производства нефтепродуктов связано с увеличением глубины переработки нефти, за счет увеличения доли вторичных процессов переработки и улучшения экологических характеристик топлив.
Характеристика производственной структуры и производственного процесса
Завод состоит из цехов, выделенных по процессам переработки.
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.
1. Цех производствееной канализации
2. Цех электроснабжения
3. Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики
4. Ремонтно-механический цех.
Процесс производства является непрерывным, режим работы персонала – сменный.
Завод является структурным подразделением открытого акционерного общества «Ангарская нефтехимическая компания». В мае 2007 года Ангарская нефтехимическая компания вошла в состав государственной нефтяной компании «Роснефть».
1.Организационная структура управления предприятием в целом
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.
5. Цех производствееной канализации
6. Цех электроснабжения
7. Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики
8. Ремонтно-механический цех
Отдел главного технолога осуществляет организацию выполнения всего комплекса работ по технологической подготовке основного производства с целью обеспечения устойчивости технологических процессов, режимов по показателям качества выпускаемой продукции.
Отдел главного механика обеспечивает организацию своевременной разработки годовых, квартальных и месячных графиков капитальных, средних, текущих ремонтов, технического обслуживания производственного оборудования.
Отдел главного энергетика обеспечивает организацию и контроль надежного снабжения производств тепловой, электрической энергией и правильной эксплуатации, профилактического и аварийного ремонта энергетического оборудования и средств связи компании.
Планово-экономический отдел, ПЭО, обеспечивает эффективное планирование производства полуфабрикатов и готовой продукции, проведение расчета и анализа плановой себестоимости готовой продукции.
Отдел кадров и управления персоналом обеспечивает эффективный учет движения кадров предприятия, оформление отчетности.
Отдел главного метролога обеспечивает организацию учета, работ, профилактического и аварийного ремонта измерительной техники
Технико-экономические показатели работы нефтеперерабатывающего завода
За 4 месяца 2009 года и 4 месяца 2010 года
За 4 месяца 2009 года
За 4 месяца 2010 года
Переработка нефтяного сырья
Производство основных видов изделий:
В том числе дизельное топливо летнее
дизельное топливо зимнее
За 4 месяца 2009 года
За 4 месяца 2010 года
Среднесписочная численность работающих (чел.)
Среднемесячная заработная плата (руб.)
Основываясь на данных, представленных в таблице 1.1. можно сделать выводы:
За 4 месяца 2010 года по сравнению с 2009 увеличилось производство дизельного летнего топлива, мазута и нефтебитума. Сократились объемы производства по переработке нефтяного сырья, компонентов бензина, дизельного зимнего топлива, авиационного керосина, кокса нефтяного. Снижение производства отдельных товаров связано со снижением спроса на них.
Так же видно, что снизилась численность сотрудников с 1967 до 1890 человек, при этом среднемесячная заработная плата увеличилась с 23560 до 25301 руб.
Анализ затрат на производство 2009 г.
Эксплуатационное обслуживание и амортизация
Анализируя затраты на производство запланированные и фактические можно сделать вывод, что затраты по факту ниже на 109 млн. руб., запланированных затрат. Был принят ряд управленческих решений, который помог сократить затраты на реагенты на 5 млн. руб. Затраты на пар были ниже на 22 млн. руб, цеховые на 28, оборотная вода на 16, общезаводские на 11, внутризаводские переключения на 13.Из за того, что в июне был списан катализатор фактические затраты превысили планируемые на 3 млн.руб.
Затраты на 1 тонну переработанной нефти составили 256 руб.
Весь перечень продукции, производимой на НПЗ представлен в приложении 1
Объем переработки нефти НК «Роснефть»
Суммарный выпуск нефтепродуктов
Выпуск нефтепродуктов из нефти НК «Роснефть»
Выводы: Объем переработки нефти значительно увеличился по сравнению с 2007 годом, в 2009 по сравнению с 2008 он не изменился и составил 9,53 млн т. Глубина переработки с каждым годом уменьшалась, что благотворно сказывается на производстве. В 2009 году она составила75,5%. Увеличился суммарных выпуск нефтепродуктов 8,58 млн т. в 2007г., до 8,74 в 2009. выпуск нефтепродуктов из нефти НК «Роснефть» так же увеличился, но видно, что в 2007 году из нефти НК «Роснефть» выпускалось только 5,70 млн т. из 8,58, а в 2008 и в 2009 все нефтепродукты выпускались из нефти НК «Роснефть». С 2007г. увеличилось производство бензина, мазута и прочей продукции. Дизельное топливо увеличилось в 2008 году с 1,90 до 2,99 и затем упало в 2009 году до 2,91 млн т. Так же производство керосина в 2009 году резко снизилось с 0,42 в 2008 г. до 0,16 млн т.
Оценка изменений основных фондов в динамике за 2008, 2009 года
Виды основных фондов
Из данных в таблице видно, что Основные фонды в 2009 году увеличились по сравнению с 2008 на 46,4 млн. руб. Увеличилась доля материалов, транспортных средств, зданий и сооружений. Снизилась доля хозяйственного инвентаря, сооружений и инструментов.
Улучшение экологической ситуации на Ангарской промышленной площадке, вследствие исключения попадания нефтепродуктов с грунтовыми водами в реку Ангара. Исключение штрафных санкций за загрязнение реки Ангара. На предприятии осуществляется очистка сточных вод идущих из города Ангарска.
Выбросы вредных веществ в атмосферу в 2009 г. составили 32750,487 т., что на 1710,322 т. (5%) ниже, чем в 2008 г., в т.ч. выбросы твердых веществ снизились на 0,271 т. (0,2%), а жидких и газообразных веществ на 1710,051 т. (5%)
Снижение выбросов в атмосферу произошли в основном за счет снижения переработки нефти, снижения отгрузки продукции, снижения количества газа, сжигаемых на факелах, и мазута в технологических печах.
В 2009 г. в подразделениях предприятия внедрено 28 природоохранных мероприятий, в т.ч.:
по охране атмосферного воздуха – 12;
по охране водоема – 12;
по предотвращению образования отходов производства – 4
Затраты на проведения мероприятий составили 150 млн.рублей.
Материально – техническое снабжение организовано централизованно через Управление производственно-технической комплектации ОАО «Ангарская нефтехимическая компания». Структурные подразделения подают заявки на необходимые материалы на следующие периоды:
— перспективного планирования – на 3-5 лет;
— годовые заявки – на следующий год до 01 октября текущего года;
— в порядке текущей деятельности (срочные, аварийные).
Специалистами управления производственно-технической комплектации производится анализ заявок, выполняются согласования с профильными специалистами, определяются источники финансирования.
Для поставки оборудования и материалов организуется проведение тендеров, изучаются условия поставок, сроки, затраты, по итогам тендеров определяется фирма – поставщик, с которой заключается договор.
Заказанные материалы и оборудование поступают со складов управления производственно-технической комплектации для использования в работе.
Складского хозяйства на заводе не имеется, при необходимости организуется складирование оборудования на открытых площадках временного хранения.
Организацию контроля за использованием материалов в производстве осуществляет служба главного механика завода, в цехах – старшие механики цехов, перед которыми ставится задача использования заказанных материалов в установленные сроки без создания запасов, за исключением аварийного запаса основного оборудования и инструментов для ликвидации аварийной ситуации, который определяется нормативными документами в каждом цехе.
Форма заявки представлена в приложении 2
Функции организации планирования и сбыта готовой продукции осуществляется компанией «НК Роснефть», производятся через собственную сбытовую сеть. В Иркутской области через ЗАО «Иркутскнефтепродукт», аналогичные структуры созданы в других регионах страны. Собственная сбытовая сеть ориентирована на реализацию только продукции компании, все усилия менеджеров и агентов по сбыту распределены согласно общей маркетинговой и сбытовой стратегии компании. Повышается возможность организации строгой системы учета и контроля за товародвижением продукции, объемами реализации, возвратом товара и его причинами.
В соответствии с заявками потребителей на продукцию компании, в производственный отдел направляются сведения, на основании которых производится корректировка планов производства с увеличением выпуска того или иного вида продукции. Скорректированный план производства доводится до структурных подразделений и цехов завода и обязателен для исполнения.
Произведенная продукция (бензины, авиакеросин, дизельное топливо) поступает в резервуары товарно-сырьевого производства ОАО «АНХК», где заливается в железнодорожные цистерны и направляется потребителям.
Нефтяной кокс отгружается полувагонами, битум – автомобильным транспортом.
Важными характеристиками продукта для промышленного покупателя будут:
— надежность поставки (четко организованная система сбыта);
— цена и условия оплаты.
Стратегия промышленного маркетинга включает в себя основные составляющие маркетинговой деятельности:
Товарная (ассортиментная) политика по этапам:
1. Ревизия товарного ассортимента – помогает выяснить настоящее состояние товарного ассортимента и возможности в области использования внутренних ресурсов для улучшения структуры товарного ассортимента. Включает в себя анализ показателей сбыта, валовой и чистой прибыли по каждому товару отдельно, расчет доли рынка различных товаров, исследование отношения клиентов к различным товарам.
2. Поиск идеи нового товара.
3. Оценка идей и выбор наилучшей.
4. Исследование потребительских свойств нового товара.
5. Изучение особенностей процесса производства.
6. Организация опытного производства и пробного сбыта (коммерциализация).
7. Переход к серийному производству и осуществление комплексной программы маркетинга.
8. Снятие с производства устарелых или неудачных товаров.
Взаимодействие маркетинговой службы с другими подразделениями компании
Конструкторские и технологические отделы взаимодействуют со службой маркетинга по всем вопросам, связанным с оценкой продуктивности новых решений по разработке и производству перспективной продукции, и обеспечивают службу маркетинга сведениями:
— о реальном состоянии и возможностях предприятия в области конструирования новой техники и технологии;
— об уровне квалификации специалистов;
— о конструкторских, ресурсных и прочих ограничениях;
— о прочих факторах, влияющих на эффективность работы службы маркетинга.
Взаимодействие службы маркетинга с отделом технического контроля осуществляется по вопросам повышения качества и надежности продукции.
С экономическими отделами и бухгалтерией служба маркетинга предприятия взаимодействует при:
— разработке планов внедрения передовой техники;
— определении экономической эффективности новой продукции и технологии;
— анализе работы предприятия;
— разработке перспективных и текущих планов социально-экономического развития предприятия.
Взаимодействие службы маркетинга со службой материально-технического снабжения осуществляется при подготовке договоров на приобретение необходимой для производства материально-технической продукции и управления ее запасами.
Взаимодействие с ОАСУП (отдел автоматизированных систем управления производством) осуществляется по вопросам организации и ведения автоматизированных коммерческих баз данных, проведения расчетов, обеспечивающих процесс конъюнктурно-экономических исследований.
C юридическим отделом служба маркетинга взаимодействует по вопросам правового обеспечения производственно-коммерческой деятельности предприятия.
В процессе прохождения практики мне удалось совместить мои теоретические знания с практическими, а так же приобрести новые знания и навыки в процессе работы.
Большое внимание уделяется экологическим аспектам. С каждым годом снижается влияние на окружающую среду. Выбросы вредных веществ в атмосферу в 2009 г. составили 32750,487 т., что на 1710,322 т. (5%) ниже, чем в 2008 г., в т.ч. выбросы твердых веществ снизились на 0,271 т. (0,2%), а жидких и газообразных веществ на 1710,051 т. (5%).
Управление заводом высоко организовано, идет постоянный контроль по выполнению плана производства. Сотрудники проходят ежегодную аттестацию и обучение в Межрегиональном отраслевом учебном центре.
Функции организации планирования и сбыта готовой продукции осуществляется компанией «НК Роснефть», производятся через собственную сбытовую сеть. В Иркутской области через ЗАО «Иркутскнефтепродукт», аналогичные структуры созданы в других регионах страны. Собственная сбытовая сеть ориентирована на реализацию только продукции компании, все усилия менеджеров и агентов по сбыту распределены согласно общей маркетинговой и сбытовой стратегии компании. Повышается возможность организации строгой системы учета и контроля за товародвижением продукции, объемами реализации, возвратом товара и его причинами.
Анализ работы предприятия показал, что Нефтеперерабатывающий завод с каждым годом совершенствует свое производство, за счет внедрения новых современных способов производства, за счет сокращения издержек, открытия новых установок.
1. Мальков А.С. Проект автоматизации финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Ангарская нефтехимическая компания». – М.: 2007 г.
2. Уайт О.У. Управление производством и материальными запасами в век ЭВМ. М.: Прогресс. 1978, C. 302. //Oliver W. Wight. Production and inventory management in the computer age. Macmillan of Canada, 2006
3. Грабауров В.А. Информационные технологии для менеджеров М.: Финансы и статистика, 2006.
5. Дихтль Е., Хершген Х. Практический маркетинг: Учеб. пособие / Пер. с нем. А.М. Макарова; Под ред. И.С. Минько. – М.: Высшая школа, 2007.
6. Сакс Дж. Рыночная экономика и Россия: Пер. с англ. – М.: Экономика. 2008.
10. Хунгуреева И.П., Шабыкова Н.Э., Унгаева И.Ю. Экономика предприятия: Учебное пособие. – Улан-Удэ, Изд-во ВСГТУ, 2004. – 240 с
Источник
Привет студент
ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ на АО «Сызранский НПЗ»
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
Российский Химико-Технологический Университет им. Д.И.Менделеева
Факультет нефтегазохимии и полимерных материалов
Кафедра химической технологии
углеродных материалов
Профиль «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»
ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ
на АО «Сызранский НПЗ»
Заведующий кафедрой, д.х.н., проф.:
Руководитель практики, к.х.н., доц.:
от ОАО «Сызранский НПЗ »
В марте 1939 года принято решение о создании нефтеперегонного завода в Сызрани мощностью 1млн. тонн в год. К лету 1941 года успели заложить фундамент установок термического крекинга и смонтировать несколько металлических резервуаров для хранения готовой продукции, построить здания пожарного депо, проходной, первый этаж лаборатории. На 1942 год в план завода были включены: обессоливающая установка, дизельная электростанция, водяной блок оборотной воды с насосной и градирней, вторая нитка водорода с Волги, монтаж 7 котлов в парокотельной. В октябре 1942 года СНПЗ полностью перешел на работу с местной нефтью. СНПЗ отправил на фронт не один десяток эшелонов топлива. В военные годы перед руководством СНПЗ стояла задача не только обеспечить производство продукции, но и не допустить небрежности сотрудников. Постоянно росли производственные показатели, среднемесячная выработка бензина в 1942 году – 7444т., в 1943 – 8174т., в 1945 – 9266т., постепенно увеличивался отбор светлых нефтепродуктов, росли объемы выработки мазута, пиролизного сырья. В 1946 году начался новый виток в истории СНПЗ: становление мощного производства, создание новой инфраструктуры, внедрение новых технологических процессов, развитие социальной сферы.
Очередной задачей СНПЗ стало сооружение установки по обессоливанию и обезвоживанию нефти, поэтому в 1944 году была приобретена электрообезвоживающая установка «Петрено» (США), а в 1946 году ЭЛОУ-1 была введена в эксплуатацию. В следствие этого улучшилась работа термического крекинга и шестикубовой батареи, прекратились аварийные остановки из-за коррозии оборудования. Также в 1946г. Принято решение о строительстве АВТ-1 с производительностью 600тыс. тонн сырья в год. Помимо АВТ-1 в ее комплекс входит еще одна обессоливающая, битумная и этилосмесительная установки, наливная эстакада, резервуары для сырья и товарной продукции. В 1947 году в линейке продукции СНПЗ появляется новинка- тракторный керосин в промышленном масштабе с высоким октановым числом. В 1950 году была запущена ЭЛОУ-2, а до этого установка ЭЛОУ-1 выполняла работу «за двоих», т.к. в ней сочетались электрообессоливание с термохимическим методом. Также в 1950 году заработала этилосмесительная установка для повышения качества производства низкооктанового бензина. После ввода АВТ-1 сосредоточились на строительстве специальных мощностей по производству битума методом периодического окисления, производительность установки – 110 тыс. тонн в год готовой продукции. В 1953 году СНПЗ открывает очередную намеченную установку – топливную АВТ-2. Возможности предприятия по первичной переработке нефти возрастают еще на 600 тыс. тонн.
В том же году должна быть введена абсорбционно-газофракционирующая установка и начато строительство еще одной АВТ и ЭЛОУ. Оборудование частично закуплено, но не все проектные решения готовы и возникают перебои с финансированием. В 1958 году была запущена АГФУ мощностью 110 тыс. тонн в год. С вводом ее в эксплуатацию решили проблему утилизации излишков прямогонного газа, который образовывался в процессе работы нескольких АВТ на полную мощность. Теперь газ, вместо сжигания на факелах, направлялся на АГФУ, где его компримировали и вовлекали в процесс для получения в сжиженном виде. Следовательно, наблюдались экологический эффект, польза для жителей, химических предприятий. В ноябре этого же года принята в эксплуатацию АВТ-3 с производительностью с 1 млн. тонн нефти в год, вводят в эксплуатацию ЭЛОУ-4,5,а также ТК-3 с производительностью 350тыс. тонн в год. В конце 50-х было насчитано 30 новых установок, объекты заводского хозяйства, соцкультбыта и в перспективе – мощнейшее современное предприятие с объемом переработки до 12 млн. тонн в год. В 1960-е годы на СНПЗ освоена целая группа новых для предприятия вторичных процессов: каталитическое крекирование, компримирование, абсорбция и фракционирование газа, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование бензиновых фракций и многое другое. СНПЗ стал третьим после Рязани и Новокуйбышевска.
Одновременно с каталитическим риформингом возводили объект вторичной переработки – установку для получения ароматических у/в с tкип=62-105‘С(БТК) для налаживания собственного производства. В первой половине 1960-х продолжают развиваться сразу несколько технологий переработки у/в газов. Новые объекты строят и вводят в эксплуатацию практически один за другим. В 1962 году действует установка компрессии, абсорбции, стабилизации (КАС), в 1963 – ГФУ, установка сероочистки. С их пуском повышается выработка сжиженных газов, достигается более полная утилизация у/в газов. В 1964 году заработала установка сернокислотного алкилирования, было принято решение о строительстве цеха по производству сажи. Впоследствии цех по производству сажи был выделен в самостоятельную организацию – Сызранский сажевый завод.
Год от года совершенствовалась и заводская лаборатория: ее возможности должны были соответствовать уровню процессов и помогать оперативно решать задачи, направленные на повышение качества. Во второй половине 1960-х на СНПЗ приступили к совершенствованию производства дизельного топлива. В 1967 году завод получил ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 2 млн. тонн в год сырья. Она на 30 лет стала основной мощностью по первичной переработке нефти и работает по сей день. Многочисленные реконструкции позволили ей оставаться актуальной и подстраховывать ЭЛОУ-АВТ-6.
В 1970-м на СНПЗ появляются установка компрессии газов прямой гонки и долгожданная «Водородка», а в 1971-м реконструируют битумную установку, внедряя на ней схему непрерывного окисления гудрона. Главными идеями в 1971-1986 годах этого времени, определявшими направление развития СНПЗ, стали повышение качества продукции, интенсификация действующих мощностей и их техническое совершенствование, внедрение прогрессивных методик управления производством. В начале 1970х расширяется сотрудничество исследовательского отдела ЦЗЛ и технолого СНПЗ с передовыми НИИ страны, и эта совместная работа приводит к быстрому и заметному прогрессу. В это же время на СНПЗ проводятся работы по повышению четкости ректификации на установках прямой перегонки. Задача была выполнена и дала положительные результаты, отбор светлых фракций вырос на 2-3%. Также в эти годы завод продолжил активную политику в сфере защиты окружающей среды. Водозаборы на Волге оборудовали рыбозащитными сооружениями, смонтировали установку для флотации сточных вод. В 1981-м на СНПЗ была построена установка расщепления отработанной серной кислоты – еще один вклад в экологическую безопасность производства. «Карбамидка» стала последним техническим объектом, построенным на СНПЗ в 1980-е. В феврале 1986 года отгружена первая партия нормальных парафинов, произведенных на новой установке карбамидной депарафинизации дизельного топлива.
В начале 1990-х в плане реконструкции действующих установок сделано не мало. Переоборудован реакторно-регенераторный блок каталитического крекинга и узел ввода сырья и катализатора, дооборудован реактор. В начале 1990-х годов на заводе закрыты загрязняющие окружающую среду и экономически малоэффективные процессы алкилирования и карбамидка. В 1993-м введена в строй азотная установка «Монсанто». В 1995-м были введены в эксплуатацию природоохранные комплексы, они понизили воздействие производства на окружающую среду. В 1998-м началась масштабная реконструкция битумного производства. В апреле 2001 года работе ЭЛОУ-АВТ-6 дан официальный старт. Ввод новой установки в эксплуатацию означал очень многое: появление более совершенных технологий, положительно влияющих на качество продукции и состояние окружающей среды. По итогам 2001 года СНПЗ был признан победителем областного конкурса «Эколидер» в номинации «Крупное предприятие».
Установка ЭЛОУ-АВТ относится к категории пожаро-взрывоопасных в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов: углеводородного газа, бензина, керосиновой и дизельной фракций, мазута и других нефтепродуктов.
В процессе работы установки образуются вредные вещества: сероводород, углеводороды способные при выделении через неплотные соединения создать опасные для здоровья концентрации.
Наличие высоких температур нефтепродуктов на выходе из печей, высоких давлений и температур в аппаратах повышает опасность самовоспламенения или взрыва при утечке газов и жидкости продуктов.
Наиболее опасными местами на установке являются: блок колонн, блок печей, насосные, блок ЭЛОУ.
Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений:
а) произвести наружный осмотр с обстукиванием для того, чтобы обнаружить участок замороженного трубопровода и убедиться в целости трубопровода;
б) замороженный участок отключить, после чего принять меры. Отогревание производить только водяным паром со стороны, где есть возможность дренировать конденсат.
Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной защиты (ПАЗ) должен подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:
— технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;
Отклонение от нормальной эксплуатации установки, сопровождающиеся нарушением герметичности аппаратуры и трубопроводов, большой загазованностью территории, отсутствие энергоресурсов и другие случаи, ведущие к загоранию, взрыву и выводу из строя основного оборудования, обязательно требуют аварийной остановки установки.
При любом аварийном случае старший по смене обязан немедленно поставить в известность администрацию цеха, диспетчера завода и взаимосвязанные установки. При загорании, загазованности и других аварийных случаях, когда создается опасность пожара, взрыва немедленно сообщить в пожарную часть, в газоспасательную службу и медпункт.
Обслуживающий персонал установки должен точно знать порядок проведения работ на каждом месте, все действия персонала должны проводиться только с разрешения и по указанию старшего по смене, а по прибытию администрации цеха, под ее руководством.
Необходимость и последовательность отключения аппаратов и трубопроводов, освобождения аппаратуры от продукта определяется старшим по смене (до прибытия руководства установки, цеха) в зависимости от возможности создания аварийного положения на других участках.
Порядок аварийной остановки
Установка может быть остановлена в зависимости от аварийной ситуации полностью или поблочно.
При аварийной ситуации всей установки необходимо:
Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрена установка тепловых и дымовых извещателей.
Для тушения пожара на установке предусмотрена система пожаротушения. Охлаждение наружной установки осуществляется лафетными стволами.
Размещение лафетных стволов выполнено из условий орошения оборудования одной компактной струей. Лафетные стволы стационарно подключены к системе пожарного водопровода установки.
Кроме того, для пожаротушения оборудования, зданий и сооружений возможно использование передвижной пожарной техники с подключением к пожарным гидрантам, установленным на кольцевой сети противопожарного трубопровода.
Для тушения малых очагов возгорания предусмотрены первичные средства пожаротушения. Для размещения первичных средств пожаротушения, не механизированого инвентаря оборудованы пожарные щиты.
Процессы, происходящие на установке являются взрывопожароопасными. Продуктами, определяющими взрывопожароопасность установки являются пары углеводородных газов и нефтепродуктов, которые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.
В зонах возможного выделения взрывоопасных газов и паров на наружных установках и в помещениях предусмотрена установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в местах где возможно выделение вредных веществ – датчиков анализаторов предельно- допустимых концентраций. Отбор проб производится в специально оборудованных местах.
При эксплуатации установки должны быть включены все средства блокировки и сигнализации. Эксплуатация установки при неисправных или отключенных средствах блокировок и сигнализаций запрещается.
Во время эксплуатации установки должен быть установлен контроль за герметичностью системы. Хотя процесс протекает в герметизированной аппаратуре, имеется ряд мест (фланцевые и резьбовые соединения на трубопроводах, торцевые и сальниковые уплотнения на насосах и др.), где герметичность в процессе работы может нарушиться и создать реальную опасность. Обнаруженные пропуски газов и нефтепродуктов нужно немедленно устранить.
Во время работы электродегидраторов доступ персонала к токоведущим частям должен быть исключен. Напряжение токоведущих частей на входе трансформаторов, установленных на верхней площадке электродегидратора, составляет 380 В, на выходе 22000-44000 В. На оградительном барьере у входа на верхнюю площадку электродегидратора вывешивается плакат: «Высокое напряжения – опасно для жизни». Вход в помещение электрощитовой разрешается только дежурному электрослужбы. При включении электродегидраторов необходимо убедиться в отсутствии людей на электродегидраторах и наличии запрещающих плакатов на включаемом электродегидраторе. К эксплуатациии электродегидраторов допускается персонал, аттестованный по электробезопасности с присвоением соответствующей группы.
Пирофорными веществами являются сернистые соединения железа, образующиеся при коррозии аппаратуры, во время перекачивания сернистых нефтей и нефтепродуктов через аппараты и трубопроводы.
При эксплуатации установки, т.е. когда аппаратура закрыта и нет доступа воздуха к нефти и нефтепродуктам, пирофорные соединения не самовозгораются. Они представляют опасность в основном во время ремонта и очистки, когда в аппарат, освобожденный от нефтепродуктов, попадает воздух.
С целью исключения возможности самовозгорания пирофорных соединений аппараты и трубопроводы перед ремонтом после освобождения от продуктов пропариваются водяным паром не менее 24 часов.
После освобождения от конденсата вскрывается нижний штуцер и берется проба воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 20% от НКПВ).
Во время чистки аппаратов отложения, находящиеся на стенках аппаратов, смачиваются. При чистке аппаратов применяются инструменты, не дающие искр. На выполнение этих работ оформляется наряд-допуск на проведение газоопасных работ.
Пирофорные отложения, извлеченные из оборудования, поддерживаются во влажном состоянии до их уничтожения.
В аварийных случаях возможны розливы нефтепродуктов по территории установки. Нефтепродукт необходимо немедленно убрать с помощью песка, ветоши вывезти с установки в специальное место. После уборки площадку отмыть от следов нефтепродукта обильной струей воды.
В случае обнаружения течи, пропуска или загорания в трубопроводах и аппаратах, находящихся под давлением взрывопожароопасных продуктов и при других аварийных ситуациях, немедленно сообщить старшему оператору и далее выполнять его указания, согласно ПЛАС.
К средствам коллективной защиты работающих от вредных производственных факторов на установке относятся:
-приточная и вытяжная вентиляция;
-отопление производственных помещений;
-защита от статического электричества;
-система блокировок и сигнализации.
—средства защиты от воздействия механических факторов (подвижных частей производственного оборудования и инструментов; падающих с высоты предметов; острых кромок и шероховатостей поверхностей заготовок, инструментов и оборудования; острых углов);
-средства защиты от падения с высоты.
Индивидуальные средства защиты работающих на установке:
Для защиты от вредного воздействия веществ на организм человека необходимо использовать индивидуальные средства защиты.
Для защиты кожного покрова необходимо применять спец. одежду, хорошо защищающую от действия нефтепродуктов, грязи, пыли и реагентов.
Для защиты рук необходимо применять рукавицы от механических повреждений, загрязнений при работе со щелочью необходимо использовать рукавицы со специальной пропиткой.
Для защиты ног от механических повреждений, токсичных и агрессивных веществ, высокой или низкой температуры предназначена спец. обувь- кожаные ботинки с маслобензостойкой резиновой подошвой.
Для защиты органов дыхания от вредных паров и газов служат фильтрующие противогазы с фильтрами ДОТ 600 марок АВЕР, с коробками марки БКФ, а для работы в заглубленных местах и колоннах – шланговые противогазы марки ПШ-1 или ПШ-2.
Для защиты глаз должны применяться защитные очки марки Г, для защиты головы – каски.
полуфабрикатов и готовой продукции, обращения с ними, а также
при перевозке готовой продукции
Сырье хранится в резервуарах товарного парка. Складирование и хранение готовой продукции на установке не предусмотрено. Транспортирование сырья и готовой продукции производится по трубопроводам.
При эксплуатации сырьевых и продуктовых трубопроводов необходимо соблюдать следующие правила:
-не эксплуатировать трубопроводы при наличии “хомутов”;
-при обнаружении участков изоляции, пропитанных нефтепродуктом, принимать меры к предотвращению ее самовоспламенения (заменить пропитанную нефтепродуктом изоляцию, подвести водяной пар);
-при замерзании продукта в трубопроводе разогрев ледяной пробки производить паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка;
-отогревание дренажных трубопроводов производить при закрытой задвижке;
-открывать задвижки и вентили плавно, без рывков, не допуская гидравлических ударов в трубопроводе;
-не производить каких-либо ремонтных работ на трубопроводах, заполненных нефтепродуктом.
Основные технологические процесcы:
-первичная переработка нефти
-термическое крекирование (висбрекинг)
-очистка, разделение, компремирование углеводородных газов
-производство серной кислоты
-производство окисленных битумов
Первичная переработка нефти
Процесс представлен установками ЭЛОУ-АВТ-5 и ЭЛОУ-АВТ-6, предназначенными для электрообессоливания, обезвоживания и разделения нефти на фракции.
Базовый проект-НИИ «ГипроАзнефть».
Ввод в эксплуатацию-1967 г.
Мощность проектная-2000 тыс. тн/г.
Базовый проект – НИИ «Самаранефтехимпроект» на основе базового типового проекта «МАГ» (ГДР)
Ввод в эксплуатацию-2001 г.
Мощность-6000 тыс. тн/г
2002 г.- реконструкция колонн атмосферной части.
2010 г. – монтаж насадки «Зульцер» в колонне К-10.
— монтаж внутренних устройств «Глитч» в колонне К-4.
Термическое крекирование (висбрекинг)
Процесс представлен установками ТК-3 и ТК-4, предназначенными для углубленной переработки нефти, позволяющей довести тяжелые нефтяные остатки до качества товарных топочных мазутов с получением дополнительного количества бензина, дизельного топлива, газов.
Базовый проект – НИИ «Гипронефтезавод»
Ввод в эксплуатацию – 1959 г.
Мощность проектная – 225 тыс. тн/г.
Базовый проект – НИИ «Гипронефтезавод»
Ввод в эксплуатацию – 1961 г.
Мощность проектная – 450 тыс. тн/г.
Процесс представлен установками 43/102-1 блок и 43/102-2 блок, предназначенными для получения компонентов высокооктанового бензина и товарного дизельного топлива из тяжелых вакуумных дистиллятов, образующихся в процессе первичной переработки нефти.
Базовый проект – «ВНИПИнефть»
Ввод в эксплуатацию – 1960 г.
Мощность проектная – 435 тыс. тн/г.
Утвержденная – 345 тыс. тн/г.
Процесс представлен установками Л-35/6, ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/600, предназначенными для получения компонентов высокооктановых бензинов.
Базовый проект- НИИ «Ленгипрогаз»
Ввод в эксплуатацию – 1965 г.
Блок предварительной гидроочистки сырья-1967г.
Мощность – 300 тыс. тн/г.
Базовый проект- НИИ «Ленгипрогаз»
Ввод в эксплуатацию – 1968г.
Мощность – 300 тыс. тн/г.
1976 г.- монтаж узла приготовления и подачи хлорорганики в реаткторы.
1997-1998 гг. – внедрение автоматизированной информационной системы управления технологическим процессом.
2005 г – монтаж реакторов Р- 2,3,4 на блоке РБ. Загрузка катализатора RG-682 1,2 компании AXENS ( Франция)
2006 г.- модернизация ЦК-1 и АСУТП
Базовый проект- НИИ «Ленгипронефтехим
Ввод в эксплуатацию – 1978.
Мощность – 600тыс. тн/г.
1992 г.- перевод на комбинированный процесс каталитического риформинга и селективного гидрокрекинга.
1998 г.- загрузка катализатора R-56
1998 г. – изменение схемы подачи хлорорганики и конденсата
Основной продукт, получаемый на утановках риформинга – стабильный катализат с октановым числом не менее 95 пунктов по исследовательскому методу, используемый как основной компонент для приготовления товарных высокооктановых неэтилированных бензинов марок «Регуляр-92», « Премиум-95» «супер-98» в разных соотношениях.
Процесс представлен установкой низкотемпературной изомеризации, предназначенной для производства высокооктанового изомеризата с октановым числом не менее 95 пунктов из прямогонной бензиновой фракции НК-70 путем каталитического превращения в среде водорода низкооктановых соединений с прямой цепью в их разветвленные изомеры, обладающие более высоким октановым числом.
Базовый проект – Компания AXENS (Франция).
Ведена в эксплуатацию – 2010
Мощность – 280 тыс тн/г.
Процесс представлен установками Л-24/6 и Л-24/7, предназначенными для снижения содержания серы и полиароматических углеводородов, т.е для улучшения экологических показателей и эксплуатационных свойств дизельного топлива.
Гидроочистка позволяет уменьшить коррозионнуб агрессивность топлив, склонность к образованию осадков, количество токсичных газовых выбросов в окружающую среду.
Базовый проект – НИИ «Ленгипронефтехим».
Ввод в эксплуатацию – 1966г.
Мощность проектная – 900 тыс. тн/г.
Базовый проект – НИИ «Ленгипронефтехим».
Ввод в эксплуатацию – 1969г.
Мощность проектная – 1,2 млн. тн/г.
Процесс представлен установкой Л-24/8, предназначенной для производства дизельного топлива и гидроочищенного вакуумного дистиллята.
Ввод в эксплуатацию – 2001 г.
Мощность – 500 тыс тн/г.
Очистка, разделения, компремирование углеводородных газов
Процесс представлен установкой ГФУ( газофракционирующая установка), КАС(компрессия, абсорбция, стабилизация газов каталитического крекинга), ГФХ ( газофакельное хозяйство), 30/4 (сероочистка газов)
КАС- установка компрессии, абсорбции и стабилизации предназначена для переработки жирного углеводородного газа и нестабильного бензина с целью получения сухого газа, стабильного бензина, рефлюкса.
Производства серной кислоты методом «мокрого катализа»
Процесс представлен установками УМК-1 и УМК-2, предназначенными для утилизации сероводорода и производства товарной серной кислоты.
На СНПЗ битумы получают в процессе окисления гудрона, получаемого на вакуумных блоках установок по первичной переработке нефти.
Комплекс установки получения водорода с блоком КЦА
Процесс представлен установкой по производству водорода со станцией дожима, Ее пуск позволил значительно нарастить выпуск дизельного топлива, соответствующего требованиям технического регламента, также высококонцентрированный водород необходим для обеспечения работы процесса изомеризации.
Мощность- 5 тыс тн/г. По производству водорода с концентрацией 99,99%.
Получаемые на установке нефтепродукты будут использованы следующим образом:
а) углеводородный газ (сухой газ из Е-2) направляется на установку 30/4 в топливную сеть завода;
б) рефлюкс направляется на установку ГФУ для производства сжиженных газов и бензина;
в) фр. НК-35 0 С (изопентановая фракция) выводится в сырье установки ГФУ, на период ремонта ГФУ – в парк 2-го газового блока как товарная продукция ШФЛУ;
г) фр. 35-70°С выводится в парк установки изомеризации;
д) фр. 70-140 о С выводится с установки в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 совместно с фракцией 140-180 0 С;
е) фр. 140-180 0 С выводится в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300,
ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 после узла фильтрации бензиновых фракций совместно с фрак-цией 70-140 0 С;
ж) фр. 180-240 0 С, получаемая на установке в колонне К-7, выводится с частью фр. 140-180 0 С как компонент РТ ( фр. 140-240 0 С) в парк Л-24/6, Л-24/7;
з) фр. 240-360 о С выводится из К-9 двумя потоками при выработке летнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки;
и) фр. 240-290 о С выводится из К-9 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 180-240 0 С в качестве зимнего дизельного топлива;
к) фр. 290-360 о С выводится с 42-ой тарелки колонны К-2 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 240-290 0 С в качестве летнего дизельного топлива;
л) вакуумное дизельное топливо из К-10 – фр 240-360ºС (ВДТ) выводится в парк цеха №4, как компонент топлива судового маловязкого (СМТ);
м) фракция 360-560ºС выводится с установки раздельными потоками:
фр. 360-460 о С (ЛВГ) выводится из секции легкого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как сырье установки ЛГК-24/8с (легкий гидрокрекинг) и 43/102 (каталитический крекинг).
фр. 460-560 0 С (ТВГ) выводится из секции тяжелого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как компонент сырья установок термического, каталитического крекингов, установки ЛГК-24/8с и как компонент товарного мазута;
н) фр. затемнённого продукта (слоп) выводится с установки из секции затемнённого продукта вакуумной колонны К-10 и используется в качестве жидкого топлива на установке или сырья для установок ТК-3,4, Битумной установки;
о) фр. > 560 о С (гудрон) поступает в промежуточный парк битумной установки и как сырье установок висбрекинга.
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов,
катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции
Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия
Показатели качества, обязательные для проверки
Норма по нормативному документу
1. Сырье:
Сырье установок первичной переработки
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
· до 360 о С перегоняется, % масс.
3.Содержание серы, % масс, не более
5.Содержание воды, % масс, не более
6.Массовая доля механических примесей, %, не более
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
2.Массовая доля воды, %, не более
II. Вырабатываемая продукция
Газ сухой прямогонный
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
Углеводородный состав, % масс.:
содержание С5 и выше, не более
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
Углеводородный состав, % масс, не более:
— содержание суммы С6 и выше
Бензин нестабильный Е-1, Е-3 ЭЛОУ-АВТ-6
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
(П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)
1. Фракционный состав, 0 С:
-температура конца кипения, не выше
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
Компонент ШФЛУ
1. Массовая доля компонентов, %,
С6 и выше, не более
2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более
в т. ч. сероводорода, не более
3. Содержание воды и щелочи
§ Сырье установки ГФУ
1. Массовая доля компонентов, %,
С6 и выше, не более
Сырье установки ГФУ и компонент товарного бензина (изопентановая фракция)
Углеводородный состав, % масс:
· содержание n-С5, не более
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
Сырье установки изомеризации
1. Фракционный состав, 0 С:
-температура НК, в пределах
-температура КК, не выше
2. Испытание на медной пластинке
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
1. Фракционный состав, 0 С:
-температура НК, не ниже
-температура КК, не выше
2. Испытание на медной пластинке
не нормируется, определение обязательно
Фракция 140-180 0 С бензиновая прямогонная
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
1. Фракционный состав, 0 С:
-температура начала кипения
-температура конца кипения, не выше
2. Испытание на медной пластинке
не нормируется, определение обязательно
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
1. Фракционный состав, 0 С:
-температура НК, не ниже
-температура КК, не выше
2. Испытание на медной пластинке
Фракция 140-240 0 С керосиновая прямогонная (смесевая)
П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039
2. Фракционный состав, 0 С:
· температура начала кипения, не ниже
· 10% об. перегоняется при температуре, не выше
· 50% об. перегоняется при температуре, не выше
· 90% об. перегоняется при температуре, не выше
· 98% об. перегоняется при температуре, не выше
Источник
|
