Интегрированная система оперативного управления производством первичной переработки нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Кривоспицкий, Александр Николаевич

• Кривоспицкий, Александр Николаевич
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кривоспицкий, Александр Николаевич

Список обозначений.

Введение.

1 Литературный обзор и постановка задачи.

1.1 Оперативное управление товарно-сырьевыми потоками НПЗ.

1.2 Математическое моделирование, управление и оптимизация установок первичной перегонки (УППН) нефти.

1.2.1 Термодинамические модели ректификационных колонн (РК) и методы их решения.

1.2.2. Модели сложных колонн первичной перегонки нефти.

1.2.3. Традиционные системы управления РК.

1.2.4 Модели УГТПН и их расчет.

1.2.5 Управление и оптимизация УППН.

1.2.6. Четыре подхода к оптимальному управлению УППН.

1.2.7 Математические методы оптимизации.

1.2.8 Информационно - моделирующие программные продукты.

1.2.9 Постановка задачи.

2 Моделирование, оптимизация НПЗ и расчет УППН.

2.1 Моделирование и оптимизация НПЗ с помощью системы PIMS

2.2 Использование качественных показателей нефти до прихода на первичную переработку.'!.

2.3 Моделирование установки первичной перегонки нефти с помощью ASPEN PLUS.

2.3.1 Описание установки.

2.3.2 Компоненты и кривые разгона.

2.3.3. Методы расчета физико-химических параметров потоков.

2.3.4 Технологическая схема УППН.

2.3.5. Входные потоки.

2.3.6 Параметры аппаратов.

2.3.7 Структурный анализ и расчет У1111Н.

3. Оптимизация УППН с помощью ASPEN PLUS.

3.1 Критерий оптимизации.

3.2 Параметры оптимизации.

3.3 Ограничения.

3.4 Оптимизация.

4. Управление УППН как задача оптимизации.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интегрированная система оперативного управления производством первичной переработки нефти»

Нефтеперерабатывающая промышленность - одна из крупнейших отраслей народного хозяйства страны. По объему выпускаемой продукции она занимает ведущее место среди отраслей тяжелой индустрии. Ассортимент продукции насчитывает сотни наименований. Это моторные и котельные топлива, смазочные масла, нефтебитумы, кокс, парафин, сжиженный газ, ароматические углеводороды, моющие средства и т.д.

В настоящее время, когда экономика России окончательно трансформировалась в рыночную, и понятие госзаказа перестало существовать, вся ответственность за выбор и покупку сырья, за ассортимент готовой продукции и ее реализацию, за ценовую политику легла на плановые отделы и маркетинговые службы предприятий. Учитывая то, что промышленность ни одной из отраслей не может обойтись без продукции нефтеперерабатывающих заводов, нетрудно понять, насколько усложняются задачи управления подобными производствами.

Сейчас предприятие не может принять какого-либо решения без учета конъюнктуры рынка и состояния экономики, не проанализировав экономические эффекты данного решения. Рынок насыщен сходными товарами разного качества и по разной цене, спрос на нефтепродукцию постоянно меняется по законам макроэкономики. Как результат, появляются не свойственные ранее новые задачи управления производством, а следовательно, усложняются и соответствующие системы управления.

Установки первичной переработки нефти (УППН) являются головными на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) и предназначены для получения из сырой нефти товарных продуктов (бензин прямогонный, сернистое топливо и т.д.) и нефтепродуктов для дальнейшей переработки (бензиновая фракция, масляные дистилляты и т.д.). Повышение оперативности и достоверности информации о работе отдельных установок и завода в целом и качества 8 управления ими возможно на базе создания интегрированной системы оперативного управления УППН.

Интегрированная система оперативного управления (ИСОУ), ориентированная на существующую структуру управления производством, построена по иерархическому принципу и является двухуровневой. На нижнем уровне осуществляются функции управления отдельными установками, на верхнем - функции управления всем заводом с учетом конъюнктуры рынка. Эффективность функционирования ИСОУ достигается путем интеграции информационного обеспечения за счет повышения оперативности и достоверности информации о состоянии производства и интеграции управления за счет согласования критериев управления отдельными установками с общим критерием управления всем производством.

С учетом вышеизложенного можно сделать вывод, что тема диссертации актуальная и своевременная.

Целью диссертации является разработка интегрированной системы управления производством первичной переработки нефти с учетом изменяющейся конъюнктуры рынка и качественных характеристик поступающего на переработку сырья.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- разработать алгоритм оценки эффективности и стратегию оптимизации функционирования действующего НПЗ в современных условиях;

- разработать математическую модель НПЗ позволяющую оценить эффективность работы завода в целом и сформулировать задачи для определения управляющих воздействий интегрированной системы оперативного управления установками первичной переработки нефти;

- разработать математическую модель установки первичной переработки нефти на базе информационно-моделирующей программы; 9 разработать и внедрить двухуровневую интегрированную систему оперативного управления производством первичной переработки нефти; с целью оперативного определения исходных данных для расчета модели НПЗ разработать методику и алгоритм экспрессной оценки фракционного состава сырья по косвенным показателям; исследовать алгоритм оптимизации функционирования действующего НПЗ с целью обеспечения сходимости и повышения быстродействия итерационных расчетов.

Основные научные результаты диссертации: Разработана математическая модель НПЗ, учитывающая входные и выходные материальные потоки, структуру и связи отдельных аппаратов и их характеристики, с помощью которой оптимизируется работа НПЗ и рассчитываются задания для интегрированной системы оперативного управления установками первичной переработки нефти. Предложена двухуровневая интегрированная система оптимального управления НПЗ. После решения задачи оптимизации на верхнем уровне вырабатываются задания для систем управления конкретными УППН с учетом качественных показателей поступающих сырьевых потоков. Разработана методика и программное обеспечение для экспрессной оценки фракционного состава сырой нефти по косвенным показателям (плотность, процентное содержание серы) в реальном масштабе времени.

На базе информационно-моделирующих программ PIMS и ASPEN PLUS разработан программный комплекс, включающий подсистемы моделирования НПЗ и отдельных УППН.

Предложен метод последовательных узких интервалов для повышения быстродействия и обеспечения сходимости расчетов УППН в процессе оптимизации.

10

При выполнении работы использовались методы математического моделирования и оптимизации, информационные технологии, разработки автоматизированных систем, современные средства объектно-ориентированного программирования, методы теории управления.

В результате выполнения работы разработана структура, математическое и программное обеспечение для системы оперативного управления НПЗ, позволяющей повысить эффективность многотоннажных процессов переработки нефти.

Разработанная система управления принята к внедрению на ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» (КИНЕФ). В настоящее время внедрены алгоритмы моделирования установок первичной переработки нефти КИНЕФ. Применение разработанных алгоритмов позволяет повысить прибыль предприятия в среднем на 5-7% с учетом конъюнктуры рынка, испытывающего сезонные колебания потребности в ассортименте выпускаемых нефтепродуктов и качественных показателей сырья.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на 13 Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-2000 г. Санкт-Петербург, 2000, на 11 научно-технической конференции памяти М.Н. Сычева, Санкт-Петербург, 1999 и семинарах кафедр систем автоматизированного проектирования и управления и общей физики Санкт-Петербургского Государственного Технологического института (Технического Университета).

По материалам диссертации опубликованы четыре работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложений. Работа изложена на 136 страницах, содержит 60 рисунков, 6 таблиц, библиографический список включает 59 наименований.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Кривоспицкий, Александр Николаевич

103 Выводы

1. Разработана математическая модель НПЗ для решения задачи планирования производства с целью максимизации прибыли предприятия.

2. Разработана математическая модель установки первичной переработки нефти для оперативного управления режимами работы. Показано, что максимальные отклонения рассчитанных по модели и экспериментальных данных по фракционному составу и плотности нефтепродуктов не превышают 3-4%.

3. Предложена интегрированная двухуровневая система оптимального управления НПЗ. На верхнем уровне по критерию максимизации прибыли НПЗ определяются производительности по бензину, керосину и дизельному топливу и выдаются задания для системы оперативного управления ППН нижнего уровня, обеспечивающие минимизацию затрат на сырье и энергоресурсы.

4. Для повышения качества управления УППН предложены алгоритмы компенсации контролируемых возмущений.

5. Разработана методика и алгоритм экспрессной оценки фракционного состава сырья по косвенным показателям (плотности нефти и концентрации серы в нефти) в реальном масштабе времени.

6. Предложен метод последовательных узких интервалов, обеспечивающий сходимость итерационного расчета УППН в процессе оптимизации.

7. Оптимизация, проведенная на базе предложенной интегрированной двухуровневой системы оперативного управления, позволила повысить прибыль предприятия на 5-7 %.

104

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кривоспицкий, Александр Николаевич, 2002 год

1. Лапига А.Г., Поляков В.В., Калинина Э.В., Литвинова Н.А. Системный подход к комплексной оценке качества нефтепродуктов // Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность -М., ЦНИИТЭнефтехим, 1989, вып.2., с.56-61

2. Справочник нефтехимика /под ред. С.К.Огородникова.Л., Химия, 1978, с.283

3. Садчиков И.А., Сомов В.Е. Киришинефтеоргсинтез. Санкт-Петербург, Химия, 1997, с.271

4. King C.J. Separation processes. Мс Graw-Hill, New York, 1980, pp.850

5. Holland C.D. Fundamentals of multicomponent distillation, Mc Graw-Hill, New York, 1981, pp.723

6. Кленков И.В., Викторов В.К. Вертикальная декомпозиция при синтезе ректификационных систем. // Теор. основы хим. технолог. 2000, т. 34, №2, с. 170-177

7. Rathore R.N.S., Van Wormer К.А., Powers G.J. Synthesis strategies for multicomponent separation systems with energy integration. AICHE J., v.20, 1974, p.491, p.940

8. Watkins.J.S. Petroleum refinery distillation. Gulf, Houston, 1979, pp.353.

9. Ю.Балцер Д., Вайсс В., Викторов В.К, Грауер М., Каушус В., Кирьянова Л.С.,

10. Колерт В., Кузичкин Н.В. Пунин А.Е., Саутин С.Н., Фартман К., Холоднов В.А., Шибаев В.А. Химико-технологические системы: Синтез, оптимизация, управление /под ред. И.П. Мухленова., Л., Химия, 1986, с.423105

11. П.Мееров М.В., Литвак Б.Л. Оптимизация систем многосвязного управления. М., Наука, 1972, с.344

12. Ricker L. The use of quadratic programming for constrained internal model control. Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., v. 24, 1985, p.p.925-936

13. Анисимов И.В., Бодров В.И., Покровский В.Г. Математическое моделирование и оптимизация ректификационных установок. М., Химия, 1975, с.215

14. Платонов В.М., Берго Б. Г.Разделение многокомпонентных смесей. М., Химия, 1965, с.368

15. Коган В.Б. Азеотропная и экстрактивная ректификация. Л., Химия, 1971, с.432

16. Linnhoff В., Flower J. R. Synthesis of heat exchanger networks. AICHE J., v.24, 1978, p.633

17. Викторов B.K. Метод синтеза больших систем оптимального теплообмена. // Теор. основы хим. технол. 1984, т. 18, №5, с.706

18. Викторов В.К., Рудин М.Г., Зимина Т. А., Маркелова В. А. Автоматизированные системы проектирования энергосберегающих систем теплообмена. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1991, № 12, с.40

19. Victorov V.K. New combinatorial method for synthesis of heat exchanger networks. Trans I Chem E, v.73, Part A, November 1995, pp.915-920

20. Markovski M. Reconstraction of heat exchanger network under industrial constraints the case of crude distillation unit. Appl. Therm. Eng., v. 20, 2000, p.1535

21. Seikova I.V., Varbanov P.S., Ivanova E.A. Minimum topology changes retrofit of a crude oil preheating system. Bulg. Chem. Comm. v. 31, 1999, № 2, p. 184

22. Bagajewicz M.J. Energy savings horizons for tht retrofit chemical processes. Application to crude fractionation units. Comput. Chem. Eng. v. 23, 1998, №1, p.l

23. Liebmann K., Dhole V. R., Jobson M. Integrated design of a conventional crude oil distillation tower using pinch analysis. Chem. Eng. Res. Des. v. 76(A3), 1998, p.335106

24. Duan Z., Zhou R., Peng J. New process for crude oil atmospheric distillation. Lianyou Sheji, v. 27,1997, №6, p. 14

25. Abufares A.A., Douglas P.L. Mathematical modeling and simulation of an MTBE catalic distillation process using Speed Up and Aspen Plus. Chem. Eng. Res. Des., v. 73(A1),1995, p.3

26. Macchietto S., Stuart G., Perris T.A., Dissinger G.R. Monitoring and on-line optimization of processes using Speed Up. Copmut. Chem. Eng., v. 13, 1989, №4, 5, p.571

27. Atsushi M., Thomas E., Hrymak A.N. Operation optimization and control design for petroleum distillation process. Canad. J. of Chem. Eng., v.73, 1995, december, p.896

28. Murtagh В., Saunders M. MINOS 5.1 user's guide. Stanford University, 1987, pp.577

29. Bailey J., Hrymak S.T., Hawkins R. Nonlinear optimization of a hydrocracker fractionation plant. Comput. Chem. Eng., v. 17, 1993, p. 123

30. Wang Y., Ни H., Wen B. Modeling and optimazing for atmosphere distillation system. Shiyou Huagong Zidonghua. 2000, № 5, p.32

31. Hanson D.W., Lin D. Crude unit optimization. Int. J. Hydrocarbon Eng., 1998, № 7, p.22

32. Zheng J. Developing trends of new petroleum refining technologies in 21st century. Shiyou Lianzhi Yu Huagong, 1996, т. 27, № 12, p.6

33. Hu S., Zhao X., He X., Chen B. Study to maximaze light oil recovery with quality control of atmospheric crude oil distillation tower in refineries. Shiyou Lianzhi, 1993, т. 24, №9, p. 15

34. Geng Y. Disscussion on optimization of process operation in refinery. Shiyou Lianzhi, 1992, № 11, p.33

35. Malanovski S., Gierycz P., Rank J., Wisniewska B. Package of computer programs for modeling and optimization of the distillation process. Przem. Chem., 1990, т. 69, № 8, p.342107

36. Зб.Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии. М., Химия, 1969, с.56437.0стровский Г.М., Волин Ю. М. Методы оптимизации сложных химико-технологических схем. М., Химия, 1970, с.328

37. Розенброк X., Сторн С. Вычислительные методы для инженеров-химиков. М., Мир, 1986, с.44339.0стровский Г.М., Бережинский Т. А. Оптимизация химико-технологических процессов. М., Химия, 1984, с.239

38. Кюнци Г.П., Крелле В. Нелинейное программирование. М., Сов. радио., 1965, с.ЗОЗ

39. ASPEN PLUS. ASPEN THECHNOLOGY, INC, User's manuals, Cambridge, Massachusetis, USA., 1996, pp.920

40. Chem CAD, CHEMSTATIONS, INC, User's manuals. Houston, Texas, USA, 1995, pp.754

41. Ну Sim. User's manuals. Mc Master Univ., Hamilton, Ontario, Canada, 1988, pp.810

42. Гартман Т.Н., Бояринов А.И. Анализ пакетов прикладных программ с целью усовершенствования учебного процесса. Тезисы докладов конференции "Конкурентность российского химико-технологического образования". М., РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2000, с.75

43. Аншина M.JL, Казанцева Е.В., Красильников B.C. О выборе целевой функции в задачах оптимального управления // Нефтепереработка и нефтехимия М., 1991, № 5, с.17-22

44. Г.Реклейтис, А.Рейвиндран, К.Рэгсдел Оптимизация в технике -М., Мир, 1986, с.413

45. Дудников Е.Е., Цодиков Ю.М. Типовые задачи оперативного управления непрерывным производством. М., Наука, 1977, с.352

46. Спиридонов А.В., Абаев Т.Н., Жаркова О.Н., Шипило Т.В. Построение кривой НТК по данным фракционной разгонки с учетом динамических погрешностей системы измерения температуры. // Химия и технология топлив и масел, 1999, №3, с.37-39

47. Шабалина Т.Н., Балдышева К.М., Елашева О.М., Тюмкин С.В., Кадыров Д.Б., Лазарева И.С., Смирнов И.Н., Дискина Д.Е. Прогнозирование потенциала светлых фракций и содержания в них серы.// Химия и технология топлив и масел, 1999, №3, с.6-7

48. Моисеев В.М., Шапиро Ю.З., Шелоумова Т.М., Шувалова В.И., Коляда Н.А. Автоматизированный контроль качества сырья и продукции // Химия и технология топлив и масел, 2000, №3, с. 17-19

49. Кузичкин Н.В., Саутин С.Н., Шибаев В.А., Пунин А.Е., Холоднов В.А. Методы и средства автоматизированного расчета химико-технологических систем. Л., Химия, 1987, с. 147

50. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке, М., Химия, 1981, с.361

51. Edmister W.C. Recalculation D86 into True Boiling Point // Petroleum Refiner, 1960, №9, vol.33, p.293-30256.0ртега Дж., Рейнболт В. Итерационные методы решения нелинейных систем уравнений со многими неизвестными. М., Мир., 1975, с.558

52. Кривоспицкий А.Н., Кашмет В.В., Кузичкин Н.В. Моделирование и экономическая оптимизация установки первичной переработки нефти.109

53. Международная конференция «Математические методы в технике и технологиях» (ММТТ-14): Сборник трудов Смоленск, 2001г., Т6, с.55-57

54. Бессекерский В. А., Попов Е. П. Теория систем автоматического регулирования. М., Наука, 1966, с.973

55. Лисицын Н.В., Кривоспицкий А.Н., Кузичкин Н.В. Оптимальное управление установкой первичной перегонки нефти. "Теоретические основы химической технологии".-2002.-Т36, №3, с. 1-6

56. Оптимальный план производства ООО « ПО «Киришинефтеоргсинтез»1. УСТАНОВКА ЭЛОУ АВТ-21. Поступило: т/мес.

57. Зап. Сибирская нефть,т 1,380,0001. Итого 1,380,0001. Получено: т/мес.

58. Зап.Сиб.нефть Обесс. 1,375,8601. Потери при ОБЕССОЛ. 4,1401. Итого 1,380,0001. Всп. продукты т.р/за ед.

59. Сода каустическая,тн 10 1.720

60. Речная вода, Т.мЗ 51 0.000

61. Пар покупной, Гкал 48,300 0.084

62. Э/энергия, Т.Квт 2,622 0.147

63. Сжатый воздух, Т.мЗ 2,622 0.000

64. Азот, Т.мЗ 1,104 0.000 Итого1. УСТАНОВКА АВТ-2

65. Получаемые продукты: АВТ-2 Бензин прямог. АВТ-2 ТС-1 Парекс АВТ-2 ТС-1 Д/ТЛ

66. АВТ-2 Д/Т 3 Парекс АВТ-2 Д/Т 3 Д/Т Л АВТ-2 А-1 Д/Т Л АВТ-2 ПАРЕКС 180-300

67. Поступило: Зап.Сиб.нефть Обесс. Ловушка Конденсат Итого:

68. Получено : Жирный газ АВТ/АТ Рефлюкс АВТ/АТ Бен.фр. НК-62 АВТ-2 Бен.фр. 62-105 АВТ-2 Бен.фр.105-180 АВТ-2 Диз.топл."3" АВТ-2 ПАРЕКС 220-300 АВТ-2 Атм.г-йль "П" АВТ-2 Мазут 360+ АВТ-2 Потери ATM Итого:

69. Сода каустическая,™ 20 1.720

70. Сода кальцинир.,тн 4 1.7201. Аммиак, тн 0 0.400 Итого:

71. Установка АВТ-2 Вакуумный Блок1. Поступило: т/мес.1. Мазут 360+ 62,0001. Итого: 62,0001. Получено: т/мес.

72. Вакуумный Погон АВТ-2 10,374

73. Вакуумный Погон 17,331 Гудрон 34,173 Потери 122 Итого: 62,0001. Всп. продукты т.р/за ед.

74. Э/энергия, Т.Квт 412 0.147

75. Условное топливо, Т 1,647 0.000

76. Пар покупной, Гкал 1,433 0.0841. Д/э прохалит, тн 1 11.203

77. Сода каустическая,тн 7 1.720

78. Сода кальцинир.,тн 1 1.7201. Аммиак, тн 0 0.400 Итого:1131. УСТАНОВКА АВТ-6

79. Получаемые продукты: Бензин прямог. АВТ-6 ТС-1 Парекс АВТ-6 Д/Т 3 Парекс АВТ-6 А-1 Парекс АВТ-6 ТС-1 Д/Т Л АВТ-6 А-1 Д/Т Л1. Поступило: т/мес. % масс.

80. Зап.Сиб.нефть Обесс. 547,026 100.001. Итого: 547,026 100.001. Получено: т/мес. % масс.

81. Жирный газ АВТ/АТ 2,626 0.481. Рефлюкс АВТ/АТ 8,205 1.50

82. Бен.фр. НК-85 АВТ-6 21,061 3.85

83. Бен.фр. 85-180 АВТ-6 47,253 8.64

84. КЕРОСИН ТС-1 АВТ-6 23,534 4.30

85. КЕРОСИН А-1 АВТ-6 10,363 1.89

86. Диз.топл."3" АВТ-6 17,697 3.24

87. ПАРЕКС 220-300 АВТ-6 31,478 5.75

88. Диз.топл."Л" АВТ-6 73,130 13.37

89. Атм.г-йль "П" АВТ-6 29,961 5.48350+АВТ-6 280,624 51.301. Потери ATM 1,094 0.201. Итого: 547,026 100.00114

90. Всп.продукты т.р/за ед. т.р/мес.

91. Э/энергия, 6,400 0.147 941

92. Условное топливо,Т 13,400 0.000 0

93. Пар покупной, Гкал 17,341 0.084 1,457

94. Вода оборот., Т.мЗ 10,995 0.000 0

95. Д/э прохалит, тн 2 11.203 25

96. Сода каустическая,тн 57 1.720 99

97. Сода кальцинир.,тн 11 1.720 191. Аммиак, тн 1 0.400 01. Итого: 2,5401. УСТАНОВКА АТ-6

98. Получаемые продукты: Бензин прямог. ТС-1 Д/Т Л Д/Т 3 д/т Л АТ-6 А-1 Д/Т Л

99. Поступило: Зап.Сиб.нефть Обесс. Итого:т/мес. % масс.482,670 100.00482,670 100.001. Получено: т/мес. % масс.

100. Жирный газ АВТ/АТ 2,317 0.481. Рефлюкс АВТ/АТ 7,240 1.50

101. Бен.фр. НК-62 АТ-6 10,619 2.20

102. Бен.фр. 62-105 АТ-6 17,376 3.60

103. Бен.фр. 105-180 АТ-6 30,505 6.32

104. КЕРОСИН ТС-1 АТ-6 47,302 9.80

105. Диз.топл."JI" АТ-6 118,7371. Мазут 350+АТ-6 247,6101. Потери ATM 9651. Итого: 482,6701. Всп.продукты т.р/за ед.

106. Э/энергия, Т.Квт 5,647 0.147

107. Условное топливо, Т 9,653 0.000

108. Пар покупной, Гкал 15,301 0.084

109. Вода оборот. Т.мЗ 9,702 0.0001. Д/э прохалит, тн 2 11.203

110. Сода каустическая,тн 51 1.720

111. Сода кальцинир.,тн 10 1.7201. Аммиак, тн 1 0.400 Итого:1. УСТАНОВКА АТ-6

112. Получаемые продукты: АТ-1 Бензин прямог АТ-1 Д/Т 3 Парекс АТ-1 Д/Т 3 Д/Т Л АТ-1 ПАРЕКС 180-3001. Поступило: т/мес.

113. Зап.Сиб.нефть Обесс. 166,7461. Парафины С18 и выше 1,3131. Итого: 168,0591161. Получено:

114. Получаемые продукты: Изоселектоформат Поступило: Бен.фр. НК-62 АВТ-2 Бен.фр. НК-62 АТ-6т/мес. 3,780 4,766масс. 11.21 14.13117

115. Бен.фр. НК-85 АВТ-6 21,061 62.431. Пентан 3,465 10.271. Водородосод.газ 661 1.961. Итого: 33,732 100.001. Получено: т/мес. % масс.1. Сухой газ 1,323 3.92

116. Головка стабилизации 3,968 11.761. Потери 661 1.96

117. Изоселектоформат 27,779 82.351. Итого: 33,732 100.00

118. Всп.продукты т.р/за ед. т.р/мес.

119. Пар покупной,Гкал 6,614 0.084 556

120. Э/энергия, Т.Квт 1,442 0.147 2121. Итого: 768

121. УСТАНОВКА Кат.р ЛГ-35-8/300Б1. Поступило: т/мес. % масс.

122. Бен.фр. 62-105 АВТ-2 7,351 23.03

123. Бен.фр. 62-105 АТ-6 17,376 54.44

124. Бен.фр. 62-105 АТ-1 7,190 22.531. Итого: 31,918 100.001. Получено: т/мес. % масс.

125. Водородосод.газ 1,302 4.081. Избыток ВСГ 294 0.921. Сухой газ 3,766 11.80

126. Головка стабилизации 1,277 4.001. Толуол 5,4561. Бензол 3,4721. Ксилолы сырые 3721. Рафинат 15,1821. Потери 7971. Итого: 31,9181. Всп.продукты т.р/за ед.

127. Пар покупной, Гкал 24,499 0.084

128. Э/энергия, Т.Квт 2,226 0.1471. ТЭГ, т 49 0.400

129. Триэтиленглико л ь, тн 11 3.816

130. АП-15 , тн 0 109.468 Итого:1. УСТАНОВКА КСК(ВРБ)-1 БЛОК1. Поступило: т/мес.

131. Бен.фр. 85-180 АВТ-6 29,947

132. Бен.фр. 105-180 АВТ-2 15,746

133. Бен.фр.105-180 АТ-6 30,505

134. Бен.фр. 105-180 АТ-1 8,3031. Итого: 84,5001. Получено: т/мес.

135. Бен.фр. 85-105 КСК-1 8,450

136. Бен.фр. 105-127 КСК-1 34,596

137. Бен.фр.127-180 КСК-1 40,9471. Потери 5071. Итого: 84,5001. Всп.продукты т. р/за ед.

138. Пар покупной, Гкал 50,700 0.084

139. Вода оборот. Т.мЗ 2,138 0.000

140. Пар покупной, Гкал 648 0.084

141. Пар 1.8 МРа, Гкал 77 0.084

142. Пар покупной, Гкал 614 0.084

143. Вода оборот. Т.мЗ 412 0.000

144. Э/энергия, Т.Квт 154 0.147 ИТОГО:1. УСТАНОВКА Кат.риф JI-6001. Поступило: т/мес.

145. Бен.фр. 105-127 КСК-1 34,5961. ИТОГО: 34,5961. Получено: т/мес.1. Водородосод.газ 1,7331. Сухой газ 3,279

146. Головка стабилизации 3,4651. Катал.фр.105-124 25,5991. Потери 5211211. ИТОГО: 34,596 100.00

147. Всп.продукты т.р/за ед. т.р/мес.

148. Э/энергия Т.Квт 1,013 0.147 149

149. Пар покупной, Гкал 10,949 0.084 9201. ТЭГ,т 42 0.400 171. ИТОГО: 1,086

150. УСТАНОВКА Кат.риф JI4-10001. Поступило: т/мес. % масс.

151. Бен.фр. 85-105 КСК-1 8,450 11.14

152. Бен.фр.127-180 КСК-1 40,947 53.97

153. Бен.фр. 62-105 АВТ-2 2,429 3.20

154. Бен.фр. 85-180 АВТ-6 17,306 22.81

155. Бен.фр. 105-180 АТ-1 3,273 4.311. Отгон 3,466 4.571. ИТОГО: 75,872 100.001. Получено: т/мес. % масс.1. Избыток ВСГ 5,293 6.981. Сухой газ 3,016 3.971. Потери 1,062 1.40

156. Катализат JI4-1000 66,501 87.651. ИТОГО: 75,872 100.00

157. Всп.продукты т.р/за ед. т.р/мес.

158. Э/энергия, Т.Квт 2,276 0.147 335

159. Всп.продукты т.р/за ед. т.р/мес.

160. Э/энергия, Т.Квт 373 0.147

161. Условное топливо, Т 684 0.000

162. Пар покупной, Гкал 455 0.0841. МЕА МЭА, тн 15.000

163. Сода каустическая,™ 4 1.720

164. ГКД-202, тн 0 0.006 ИТОГО:

165. УСТАНОВКА Г/О Л-24/6 1 блок1241. Поступило: т/мес. % масс.1. Диз.топл.'ТГ 74,549 99.411. Водородосод.газ 446 0.591. ИТОГО: 74,995 100.001. Получено: т/мес. % масс.1. Сероводород 351 0.471. УВГ Гоч. 1,228 1.641. Отгон 1,267 1.69

166. Диз.топл."П"24/6 г/о 71,626 95.511. Потери 522 0.701. ИТОГО: 74,995 100.00

167. Всп.продукты т. р/за ед. т.р/мес.

168. Э/энергия, Т.Квт 813 0.147 119

169. Условное топливо, Т 1,491 0.000 0

170. Пар покупной, Гкал 991 0.084 83

171. Вода оборот. Т.мЗ 2,393 0.000 01. МЭА, тн 1 15.000 16

172. Сода каустическая,тн 8 1.720 131. ГКД-202, тн 1 0.006 01. ИТОГО: 232yCTAHOBKASK2D Г/О Л-24/6 2 блок1. Поступило: т/мес. % масс.1. Диз.топл."П" 25,584 73.56

173. Диз.топл. Сырье 8,98025.821. Водородосод.газ 218 0.631. ИТОГО: 34,782 100.001. Получено: т/мес.1. Сероводород 2161. УВГ Гоч. 5401. Отгон 570

174. Диз.топл."П"24/6 г/о 24,5811. Диз.топ. г/о 24/6 8,6331. Потери 2421. ИТОГО: 34,7821. Всп.продукты т.р/за ед.

175. Э/энергия, Т.Квт 377 0.147

176. Пар покупной, Гкал 460 0.0841. МЭА, тн 0 15.000

177. Сода каустическая,тн 4 1.7201. ИТОГО: 108

178. УСТАНОВКА Г/О ЛЧ-24/2000 Сырье1. Поступило: т/мес.1. Диз.топл."Л" АВТ-6 66,2431. Диз.топл."Л" АТ-6 45,558

179. Атм.г-йль "П" АВТ-2 19,0891. Атм.г-йль "П" АВТ-6 5,8961. Водородосод.газ 7731. ИТОГО: 137,560

180. Получено: Сероводород УВГ Гоч.т/мес. 1,022 6451. Отгон 1,3681. Диз.топ. г/о 2000 133,2941. Потери 1,2311. ИТОГО: 137,5601. Всп.продукты т.р/за ед.

181. Э/энергия, Т.Квт 1,491 0.147

182. Пар покупной, Гкал 1,819 0.0841. МЭА, тн 3 15.000

183. Сода каустическая,тн 25 1.720 ИТОГО:1. УСТАНОВКА ПАРЕКС1. Поступило: т/мес.

184. Пар покупной, Гкал 1,882 0.084

185. Э/энергия, Т.Квт 102 0.147

186. Сода каустическая,тн 672 1.720

187. Сода кальцинир.,тн 2 1.7201. Аммиак, тн 484 0.4001. КЖ на пар, тн 19 1.7464011 , тн 2 0.400 ИТОГО:1. УСТАНОВКА ПАРЕКС N1 ОЧ.1. Поступило: т/мес.

188. Параф.С 14-С17 неочищ 4,8241. Олеум 771. ИТОГО: 4,9011. Получено: т/мес.1. Парафины С14 С17 4,7521. Отработ.кисл.гудрон 1501. Потери 01. ИТОГО: 4,9011. Всп.продукты т.р/за ед.

189. Пар покупной, Гкал 169 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 9 0.147

190. Сода каустическая,™ 60 1.7201. АММ Аммиак, тн 43 0.400

191. Пар покупной, Гкал 1,486 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 81 0.147

192. Сода каустическая,тн 531 1.720

193. Сода кальцинир.,тн 1 1.7201. Аммиак, тн 382 0.400

194. ЮК на пар, тн 15 1.746 ИТОГО:

195. YCTAH0BKASP02 ПАРЕКС N2 ОЧ.1. Поступило: т/мес.

196. Параф.С14-С17 неочищ 1,8191. Олеум 291. ИТОГО: 1,8481. Получено: т/мес.1. Парафины С14-С17 1,7921. Отработ.кисл.гудрон 561. Потери О1. ИТОГО: 1,8481. Всп.продукты т.р/за ед.

197. Пар покупной, Гкал 64 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 3 0.147

198. Сода каустическая,тн 23 1.7201. Аммиак, тн 16 0.400

199. Пар покупной, Гкал 15 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 1 0.147

200. Сода кальцинир.,тн 0 1.720 ИТОГО:1. УСТАНОВКА УПСК N21. Поступило: т/мес.1. Сероводород 3781. Вода 2081. Кислород воздуха 5121. ИТОГО: 1,0991. Получено: т/мес.1. Серн.кисл.техн. 2с 1,0981. Потери 11. ИТОГО: 1,0991. Всп.продукты т.р/за ед.

201. Пар покупной, Гкал 38 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 2 0.147

202. Сода кальцинир.,тн 1 1.720 ИТОГО:1311. Поступило:1. Сероводород1. ИТОГО:

203. УСТАНОВКА ЭЛЕМЕНТАРНАЯ СЕРАт/мес. % масс.1,170 100.001,170 100.00

204. Получено: Сера сорт 9900 Потери ИГГОГО:т/мес. 1,085 85 1,170масс. 92.71 7.29 100.001. Поступило:1. Десорбат1. ИТОГО:

205. УСТАНОВКА ПРЕДФРАКЦИОНИРОВАНИЕт/мес. 13,950 13,950масс. 100.00 100.00

206. Получено: Парафин С 9 Парафин С10-С13 Парафин С13 Параф.С14-С17 неочищ Парафин С18 и выше Потери ИТОГО:т/мес.54 4,650 1,220 6,643 1,313 70 13,950масс. 0.39 33.33 8.74 47.62 9.42 0.50 100.00

207. Пар покупной, Гкал 163 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 9 0.1471. Известняк, тн 43 0.500

208. Окись аллюминия, тн 9 1.905

209. Пар покупной, Гкал 195 0.0841. Э/энергия, Т.Квт 11 0.147

210. Фтор-вод.кислота, тн 51 5.200

211. Гидроокись калия, тн 11 3.800

212. Сода кальцинир.,тн 51 1.720

213. Гашеная известь, тн 11 0.400

214. Пар покупной, Гкал 92 0.084

215. Э/энергия, Т.Квт 5 0.147 ИТОГО:1. УСТАНОВКА БИТУМНАЯ N21. Поступило: т/мес.1. ГудронАВТ-2 20,0601. ИТОГО: 20,0601. Получено: т/мес.1. Битум строительный 5,0001. Битум дорожный 15,0001. Потери 601. ИТОГО: 20,0601. Всп.продукты т.р/за ед.

216. Пар покупной, Гкал 309 0.084

217. Э/энергия, Т.Квт 309 0.147 ИТОГО:1. УСТАНОВКА ГФУ1. Поступило: т/мес.1. Жирный газ АВТ/АТ 6,6241. Рефлюкс АВТ/АТ 20,743

218. Головка стабилизации 1,277

219. Головка стабилизации 3,465

220. Головка стабилизации 3,9681. ИТОГО: 36,077