Реферат: 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 её 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 энергоёмкости.

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.

Сырьём 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.

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 №18.

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 её 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 КЛ21(1) , 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 Кл21(1) 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 АТ20(3) , АТ20 (4)в стабилизатор КЛ21(2)Из каплиотбоиника Е18 конденсат периодический по мере накопления откачивается вместе с насыщенным абсорбентом насосом Н107(1,2) в стабилизатор Кл21 (2) .

Не стабильный бензин откачивается из емкости Е26 насосом Н105 (1,2) и подается на орошение и в среднюю часть абсорбера Кл21(1) .

В стабилизаторе КЛ21 (2) происходит отделение фракций С₅ и ниже , которые в виде паров сверху стабилизатора поступают в конденсаторы – холодильники ХК22(1,2) , ХК33(1,2) , 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 H₂ S щелочью.

После отстойников бензин отводится в ТСЦ. Рефлюкс стабилизации из емкости Е30перетекает в емкость Е34 (емкость Е30 находится в заполненном состоянии) , откуда насосами Н110(1,2) , 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.

1.6 Аналитический контроль производства.

Таблица 3 - Аналитический контроль производства.

1.7 Автоматизация технологического процесса.

Таблица 4 – Спецификация средств автоматизаций.

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-20мг/м³ . Пределы взрывоопасности 13-75% об. Основные симптомы : потеря сознания , отдышка , удушье.

2. Сероводород – Н₂ S. 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 мг/м³ . 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 мг/л опасны для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. ПДК-100 мг/м³ . 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 т/год.

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 г/сек..

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.т/год , по газу 89 т.т/год число дней n=336.

Рисунок 1 – колона стабилизации.

1. Материальный баланс установки ГФУ-1.

Таблица 5 – Материальный баланс установки ГФУ-1.

Таблица 6 – Материальный баланс колонны стабилизации.

2. Расчет температурного режима колонны.

2.1. Расчет температуры ввода сырья.

Таблица 7 – Расчет температура ввода сырья.

Продукт	Хi Мас. доля	Мi Мол. мас.	tкип ср. о С	Рi		мольная доля	Х0 *П	Рi -П
Бензин 35-800 80-1300 130-1950	0,2 0,35 0,45	80(С6 ) 102(С8 ) 134(С10 )	57 105 162	7*101 5*101 7*101	25 34,3 33,5	0,269 0,369 0,362	322,8 442,8 434,4	-500 -700 -500
Итого	1,0		1,000

Продолжение таблицы 7.

е(Рi -П)	е(Рi -П)+П			Уi *Mi
-100 -140 -100	1100 1060 1100	0,2 0,4 0,4	0,35 0,45 0,35	28 40,8 53,6
1,0	Му =122,4

T_входа =160 ^о С , П=1200 Кпа , е=0,2

2.2. Определяем температуру верха колонны.

Таблица 8 – Температура верха колонны.

2.3. Определяем температуру низа колонны.

Таблица 9 – температура низа колонны.

3. Определяем флегмовое число. R_опт =3 (Рудин М.Г. с.248)

4. Определение теплового баланса колоны. Учитывая всё тепло входящее в колону и выходящее из неё.

(1)

4.1. Тепло вводимое в колону сырьём нагретым до температуры.

кДж/ч (2)

где G_c – количество сырья

J_t – энтальпия сырья

(3)

(4)

где М₀ – средняя молекулярная масса сырья

кДж/кг (5)

(6)

(7)

(8)

4.2. Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром . Обозначим Q_вп , Q_г.с. .

(9)

Q_г.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса.

4.3. Тепло выносимое из колоны с паром ректификата (дистиллята) при t_в .

кДж/ч (10)

D=17083 – количество дистиллята по материальному балансу колонны.

=542,08 кДж/кг

кДж/ч

4.4. Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.

кДж/кг (11)

кДж/кг

кДж/кг

кДж/ч

4.5. Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением

кДж/ч (12)

где L – количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны , определяется по формуле

кг/ч (13)

где R_опт – флегмовое число

D – количество дистиллята

L=3*17083=51249 кг/ч

кДж/кг

=70⁰ С

кДж/кг

кДж/ч

4.6. кДж/ч (14)

кДж/ч

4.7. Представляем полученные данные в равенство

получаем

(15)

где 1,02/1,03 – это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду , который составляет 2¸3 % от

кДж/ч

4.8. Рассчитываем количество горячей струи.

кг/ч (16)

где t_Г.С. – принимаем на 40-50 ⁰ С выше температуры куба колонны t_Г.С. =230⁰ С

кДж/кг

кг/ч

5. Определение внутренних материальных потоков.

5.1. Количество паров верхней концентрационной части колоны.

(17)

кг/ч

5.2. Количество паров в отгонной части колонны.

(18)

где l_R – теплота испарения остатка.

кг/ч

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.

м³ /ч

м³ /ч

6.2. Линейная допустимая скорость паров в колонне.

Ud=0,2 м/с

6.3. Диаметр колонны в метрах определяем по формуле

м (20)

м

6.4. Примем диаметр равный

D=1,8 м

7. Число тарелок =30

8. Высота тарелок h=0,610 м

(21)

где h₁ – высота верхнего днища

м

h₂ – высота тарельчатой части колонны.

м (22)

h₃ – высота от нижней части тарелки до уровня жидкости

h₃ =1 м

h₄ – высота кубовой части колонны.

(23)

где м³

(24)

м

h₅ - опорная обечайка

h₅ =4 м

H=h₁ +h₂ +h₃ +h₄ +h₅ =0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м

Колонна стабилизации КЛ 21 (2) имеет температуру верха 100⁰ С , низа 190⁰ С . 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 :

G_б =21167 кг/ч

t₁ =140⁰ C

t₂ =40⁰ C

t₃ =20⁰ C

t₄ =40⁰ C

Рисунок 2 – Холодильник.

1. Тепловая нагрузка.

(26)

кДж/кг

кДж/кг

2. Средняя разность температур

⁰ С (27)

⁰ С

3. Примем коэффициент теплопередачи

К=175 Вт/м² с (Адельсон С.В. с.160)

4. Поверхность теплообмена

м² (28)

м²

5. Расход воды.

кг/ч (29)

кг/ч

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 40⁰ С , давление 1,2 Мпа

Поступает 68332 кг/ч

С₃ – 606 кг/ч – газ

С₂ – 200 кг/ч – газ

С₄ – 16240 кг/ч – газ

С₄ – 14500 кг/ч – жидкость r=578 кг/м³

С₅ – 36786 кг/ч – жидкость r=626 кг/м³

Скорость газа в свободном сечении аппарата w=0,15 м/с

Рисунок 3 – Отстойник Е 34.

1. Объем газа С₃ .

М³ /ч (30)

м³ /ч

2. Секундный объем газа С₃ .

м³ /с (31)

м³ /с

3. Объем газа С₂ .

м³ /ч

4. Секундный объем газа С₂ .

м³ /с

5. Объем газа С₄ .

м³ /ч

6. Секундный объем газа С₄ .

м³ /с

7. Секундный объем жидкости С₄ .

м³ /с (32)

8. Секундный объем жидкости С₅ .

м³ /с

9. Общий объем смеси .

м³ /с (33)

м³ /с

10. Сечение аппарата.

м² (34)

м²

11. Диаметр аппарата.

м (35)

м

Вывод : принимаем аппарат диаметром D=1 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

Т_эфф – эффективный фонд

М=777*336=261234 т

Выход целевого продукта

М_цел =М*К_вых (37)

М_цел =261234*0,751=196186 т

Т_р =Т_к -Т_эфф =365-336=29 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.

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 (8/6 часов).

Расчет планового баланса рабочего времени одного рабочего ведется по форме таблицы.

Таблица 11 – Плановый баланс рабочего времени одного рабочего.

3.4 Расчет численности производственных рабочих.

Таблица 12 – Расчет численности производственных рабочих.

Продолжение таблицы 12.

3.5 Расчет годового фонда оплаты труда.

1. Определяем тарифный фонд заработной платы.

руб (38)

где С_час – часовая тарифная ставка

Т_эфф – эффективный фонд рабочего времени

Ч_сп – 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 1/3 часть отработанного времени. За каждый ночной час доплачивается 40 % тарифной ставки.

D_ноч =1/3*Ф_тар *0,4=1/3*1051422,8*0,4=126170,73 руб. (41)

4. Определить доплату за верчение часы.

На долю вечерних часов приходится также 1/3 отработанного времени. За каждый вечерний час доплачивается 20 % тарифной ставки.

D_веч =1/3*Ф_тар *0,2 руб (42)

D_веч =1/3*1051422,8*0,2=63085,3 руб

5. Определить доплату за праздничные часы.

Праздничные часы оплачиваются в двойном размере.

D_пр =С_час *Т_пр* Т_см * П_см *Ч_яв руб. (43)

Где Т_пр – число праздничных дней , в году.

Т_см – продолжительность смены , в часах.

П_см – количество смен.

Ч_яв – явочное число рабочих в смену.

D_пр =17,69*13*6*4*35=193174,8 руб.

6. Определяем доплату за переработанные часы (только по четырехбригадному графику).

Определяем фонд основной заработной платы.

Ф_осн =Ф_тар +ПР+D_ноч +D_веч +D_пр = (44)

=1051422,8+525711,4+126170,73+63085,3+1931174,8=3697565 руб.

7. Определяем оплату дней отпуска.

Эта оплата производится из расчета среднемесячной зарплаты за год и рассчитывается по формуле.

руб. (45)

где Т_эфф – эффективный фонд рабочего времени , дни

Т_от – продолжительность отпуска дни.

руб.

8. Определяем оплату дней выполнения государственных и общественных обязанностей.

руб. (46)

где Т_го – планируемые затраты рабочего времени на выполнение государственных и общественных обязанностей , дней.

руб.

9. Определяем фонд дополнительной заработной платы.

Ф_доп = О_от +О_го руб. (47)

Ф_доп =422162,9+14557,3=436720,2 руб.

10. Определяем доплату по районному коэффициенту.

D_рк =(Ф_осн +Ф_доп )*0,15 руб. (48)

Где 0,15 – доплата по районному коэффициенту (для Урала и Башкортостана).

D_рк =(3697565+436720,2)*0,15=620142,7 руб.

11. Определяем годовой фонд заработной платы.

Ф_г =Ф_осн +Ф_доп +D_рк = (49)

=3697565+436720,2+620142,7=4754427,9 руб.

12. Определяем среднемесячную заработную плату одного рабочего.

руб. (50)

где 12 – число месяцев в году

Ч_сп – 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.

1. Определяем годовой фонд заработной платы ИТР.

Ф_гн =О_д *1,1*11 руб. (52)

Где О_д – месячный должностной оклад , руб.

1,1 – коэффициент , учитывающий вредные условия труда .

11 – число рабочих месяцев в году , мес.

Ф_гн =6910*1,1*11=83611 руб.

Ф_гм =6410*1,1*11=77561 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.

D_от – число дней отпуска.

руб.

руб.

4. Определяем доплату по районному коэффициенту.

D_рк =(Ф_г +ПР+Ф_доп )*0,15 руб. (55)

D_рк.н =(83611+50166,6+11970)*0,15=21862 руб.

D_рк.м =(77561+46536,6+11103)*0,15=20280 руб.

5. Определяем годовой фонд заработной платы с учетом районного коэффициента.

Ф_грк =Ф_г +ПР+Ф_доп +D_рк руб. (56)

Ф_грк =83611+50166,6+11970+21862=167609 руб.

Ф_грк.м =77561+46536,6+11103+20280=155480 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.

1. Определяем затраты на сырьё и основные материалы.

З_с =Ц*Q=Ц_{к-т бензина} *Q_{к-т бензина} + Ц_жг * Q_жг руб. (58)

Где Ц – оптовая ценна за единицу , руб.

Q – количество переработочного сырья.

З_с =2,7*174582+86652*1,3=584019 тыс.руб.=584019000 руб.

2. Определяем фонд оплаты труда производственного персонала установки и ИТР . Для расчета этой статьи данные берутся из расчета.

Ф_год =Раб+ИТР=4754427,9+323089=5077516,9 руб. (59)

3. Определяем отчисления на социальное страхование.

О_соц Раб+ИТР=169257,6+115018=284275,6 руб. (60)

4. Определяем расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

4.1. Годовые амортизационные отчисления.

руб. (61)

где Ф_ср.год – среднегодовая стоимость основных производственных фондов , руб.

Н_а – норма амортизационных отчислений , %.

Н_а =12 %

руб.

4.2. Определяем величину ремонтного фонда.

руб. (62)

где Н_рем – норма на провидение ремонтных работ , %.

Н_рем =6%

руб.

руб.

5. Определяем затраты на внутризаводскую перекачку.

З_пер =С_пер *Q руб. (63)

Где С_пер - себестоимость перекачки 1 тонны сырья (берется по данным предприятия).

Q – количество сырья , перерабатываемого на установке.

С_пер =10*261234=2612340 руб.

З_пер =2612340*261234=68243202 руб.

6. Определяем цеховые расходы.

З_цех =7840200 руб. (по данным предприятия) (64)

7. Определяем общие комбинатовские расходы.

З_общ =38819200 руб. (по данным предприятия) (65)

8. Определяем стоимость побочной продукции.

С_поб =Ц*В_поб руб. (66)

Где Ц – ценна за еденицу побочной продукции , руб (берутся по данным предприятия).

В_поб – объем производства того или иного вида побочной продукции.

С_поб.р =1951,2*34482=67281278 руб.

С_поб.гс =1300,80*23354=30378883 руб.

С_{поб.сер} =216,80*4963=1075978,4 руб.

SС_поб =67281278+30378883+1075978,4=98736139 руб.

Определяется производственная себестоимость продукций.

9. Всего выпуска.

С_пр =З_с +З_всп +З_т +З_эн +Ф_г +О_{соц.стр} +З_соб +З_цех +З_общ +З_пер -С_поб руб. (67)

С_пр =584019000+642948+0+44333483+5077516,9+284275,6+

+6314999,8+7840200+38819200+68243202-98736139=

=656738786 руб.

10. Единицы продукции.

руб/т (68)

руб/т

11. Определяем внепроизводственные расходы.

Внепроизводственные расходы составляют 1-3 % от производственной себестоимости.

З_внепр =0,01*С_пр руб. (69)

З_внепр =0,01*656738786=6567387,8 руб.

12. Определяем полную себестоимость продукции.

12.1. Всего выпуска.

С_полн =С_пр +З_внепр руб. (70)

С_полн =656738786+6567387,8=663306173,8 руб.

12.2. Единицы продукции.

руб. (71)

руб.

Таблица 15 – Калькуляции себестоимости продукции.

Таблица 16 – Расшифровка затрат.

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.

руб/т (72)

Ц=1,25*338=422,5 руб/т

2. Объем товарной продукции в стоимостном выражении составит.

ТП=Ц*В руб. (73)

ТП=422,5*196186=82888585 руб.

3.9 Расчет технико – экономических покозателей.

1. Производительность труда.

(74)

где В – объем вырабатываемой продукции , т.

Ч_сп – списочная численность производственных рабочих , чел.

т/чел

2. Определяем фондоотдачу.

т/руб. (75)

где Ф_ср.г – среднегодовая стоимость основных производственных фондов , руб.

т/руб.

3. Определяем прибыль.

руб. (76)

Где Ц – расчетная цена единицы продукции .

- себестоимость единицы продукции.

П=(422,5-338)*196186=16577717 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.

Вывод: Установка ГФУ-1 с годовой производственной

Мощностью по переработке сырья 261234 т. является рентабельной Себестоимость единицы продукции составляет 338 руб/т . Капитальные вложения окупаются за 2 года со дня выхода установки на полную мощность . Использование данной установки целесообразно.