Должнастная инструкция. Практическая работа 5. Тема организация подготовки производства Для достижения решающего успеха необходима превосходная организация
 Скачать 47.44 Kb.
|
|
Тема 4. ОРГАНИЗАЦИЯ ПОДГОТОВКИ ПРОИЗВОДСТВА «Для достижения решающего успеха необходима превосходная организация» Фон Шелль В создание новых видов производств особую роль играет процесс его подготовки, который протекает вне рамок производственного процесса. Задача подготовки производства состоит в том, чтобы обеспечить необходимые условия для функционирования нового производственного процесса. Но в отличие от таких процессов подготовительной фазы, как приобретение предметов труда, наем рабочей силы и других процессов, систематически повторяющихся при каждом обороте производственных фондов, подготовка производства стала единовременным актом, осуществляемым при организации нового производства. Управление подготовкой производства входит в обязанности функциональных менеджеров. Процесс подготовки производства носит комплексный характер и подразделяется на внутреннюю и внешнюю подготовку. Внешнюю подготовку осуществляют НИИ, проектные институты, конструкторские бюро и другие организации, а внутренняя подготовка проводится непосредственно самим предприятием. Методические рекомендации к разбору кейсов 5.1 и 5.2 Разбор предложенных кейсов необходимо проводить на основе комплексных знаний слушателей (студентов) в области научных основ организации основного и вспомогательного производства. Основная цель работы с кейсами – это получение практических навыков по организации подготовки производства на основе системы научных знаний, охватывающих такие вопросы, как формы, методы, типы организации производства, понятие производственного цикла и принципы рациональной организации производства. В процессе работы над кейсами потребуется умение выстраивания причинно-следственных связей и логических взаимосвязей различных частичных производственных процессов, а также понятийный аппарат и справочная информация, изложенные ниже. Нефтяная платформа — сложный инженерный комплекс, предназначенный для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства. В 80-е гг. проектированием нефтяных платформ и других компонентов морской нефте- и газодобычи занималось ЦКБ «Коралл» (г. Севастополь), в настоящее время ЦКБ Коралл входит в состав ООО "Группа Каспийская Энергия", Россия. В России строятся нефтяные платформы на судоверфях Калининграда, Астрахани и Северодвинска. Каждая буровая установка на платформе (некоторые установки имеют две вышки) имеет 3 смены рабочих, которые работают по 4 часа через 8, заменяя друг друга. При проектировании платформ следует обеспечить: прочность и устойчивость сооружения и его элементов на стадиях изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации; наиболее полное использование местных строительных материалов; наименьшую продолжительность строительно-монтажных работ, выполняемых непосредственно на акватории; индустриализацию процессов изготовления, транспортировки, установки и крепления на месте строительства; эстетическое и архитектурное оформление; унификацию компоновки оборудования, конструкции и методов производства работ; необходимую автономность работы технологических модулей; соблюдение требований действующих законодательств по охране окружающей среды; пожарную безопасность и оснащение средствами пожаротушения в период строительства и эксплуатации. Генеральная и долгосрочная задача в области нефтепереработки - дальнейшее углубление переработки нефти и существенное увеличение выработки моторных топлив. При этом под углубленной переработкой понимают получение максимально возможного количества топлив и масел, получаемых из 1 т нефти. Комбинирование технологических процессов является как раз тем путем, который позволяет, решая вопросы энергосбережения, углубить переработку нефти. Во многих странах, в том числе в России, глубину переработки нефти выражают формулой Г = (Н - (М + П + СГ)) / Н, (5.1) где Г - глубина переработки нефти, %; Н - количество переработанной нефти; М - количество валового топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти; П - количество безвозвратных потерь от того же количества нефти; Сп - количество сухого газа от переработанной нефти, использованного как топливо. Такой подход позволяет оценивать величину Г независимо от вида перерабатываемой нефти и набора технологических процессов. Количественная оценка экономического эффекта: Э = ДЗН + ДЗМ - Д3 - ДЗГ - ДЗЭ, (5.2) где Э - экономический эффект углубления переработки нефти; ДЗН и ДЗМ - затраты на добычу и транспорт высвобождающихся нефти и мазута; Д3 - дополнительные затраты на углубление переработки нефти; ДЗЭ - дополнительные затраты на транспорт газа, используемого вместо мазута; ДЗГ - дополнительные затраты на перевод электростанцией с мазута на газ. Расчеты, выполненные по этой формуле применительно к объему переработки нефти 40,5 млн т/год, показали, что по сравнению с базовым вариантом (перегонка нефти до мазута с отбором светлых 50 %) увеличение глубины переработки нефти до 62 % (за счет переработки мазута в моторные топлива) дает значение Э = 416 млн руб./год (в ценах 1985 г.). Эта величина возрастает до (1315 млн руб./год при увеличении глубины переработки нефти до 74 % (также в ценах 1985 г.). Таким образом, экономический эффект углубления переработки нефти на каждый процент составляет около 40 млн руб./год (в указанных выше ценах для принятого объема переработки нефти). Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем - комплекс вторичных термокаталитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов. Наряду с комбинированием существенные экономические преимущества даёт укрупнение мощностей установок, поэтому оно всегда сопровождает комбинирование. Дальнейшее укрупнение производства сейчас приостановилось из-за дефицита нефти и необходимости придания схемам НПЗ большей гибкости. С другой стороны, принцип комбинирования диктует уровень мощностей взаимосвязанных процессов определять исходя из мощности головного процесса1. Кейс 5.1 «Строительство нефтяной платформы»2 Нефтяное месторождение «Кравцовское» было открыто в 1983 году и находится в 22,5 км от побережья Калининградской области. Глубина моря в районе месторождения составляет 25-35 метров. По результатам геологоразведочных работ, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», геологические запасы нефти категорий С1+С2 месторождения «Кравцовское» составили 21,5 млн. тонн, извлекаемые - 9,1 млн. тонн. На месторождении планируется пробурить 27 скважин. Средняя глубина залежи - 2160 м. Срок эксплуатации месторождения составит 30-35 лет. Строительство платформы осуществлялось в рамках Федеральной целевой программы развития Калининградской области на период до 2010 года, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации 7 декабря 2001 года. Объем инвестиций в обустройство месторождения - 7,7 млрд. рублей. Для благоустройства выбран наиболее надежный и безопасный в экологическом отношении проект. Во-первых, добываемая на морской ледостойкой стационарной платформе нефть по подводному трубопроводу отправляется на береговое сооружение, там доводится до товарной кондиции и перегружается на танкеры. Риск попадания нефти в море при такой технологии минимальный. Во-вторых, все отходы, связанные с бурением, эксплуатацией платформы и жизнедеятельностью людей на них собираются в специальные контейнеры и вывозятся на берег морскими судами. Такая технология нулевого сброса испытана и успешно работает на разведочной платформе ЛУКОЙЛа на Каспии в условиях заповедника. В-третьих, сама нефтедобывающая платформа проектируется с многократной степенью надежности. Она сможет выдержать давление ледового панциря толщиной до трех метров и силу одиннадцатиметровых штормовых волн, в то время как на Балтике средняя высота волны 3-4 метра. Более того, в этом сейсмически спокойном районе предусмотрен даже вариант разрушения платформы. Если вдруг, по какой-либо трудно предсказуемой сегодня причине, это случится, то специальные подземные устройства в ту же минуту перекроют поступление нефти на поверхность, и катастрофического разлива не произойдет. Проект в соответствии с российским законодательством был успешно защищен на всех уровнях государственных и общественных экспертиз, а также приведен в соответствие международным требованиям по охране окружающей среды на Балтийском море. Этапы реализации проекта 1 этап. Проектирование и подготовка к строительству (2000 г.). Разработан проект строительства платформы институтом «ЛУКОЙЛ ВолгоградНИПИморнефть» совместно с украинскими проектными институтами ЦКБ Карал и НИПИ шельф. На данном этапе были спроектированы: опорная часть и несущая палуба технологического блока, переходный мост между жилым и производственными блоками. Декабрь 2001 – август 2002. Согласно утвержденной концепции строительства нефтедобывающая платформа полностью под ключ строится предприятием «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» на собственном заводе строительных металлоконструкций, морской трубопровод прокладывается специализированной подрядной организацией, сухопутный - собственными силами. Нефтесборный пункт строится в Романово, все системы по поддержанию жизнеобеспечения морской платформы также строятся самостоятельно. К марту 2002 года на заводе строительных металлоконструкций в структурном подразделении «Калининградморнефть» для выполнения этих задач были дополнительно построены три новых цеха – один основной (для сбора платформы) и два вспомогательных. Выполнена реконструкция причала, чтобы непосредственно прямо к сборочному цеху доставлять на судах оборудование и материалы. Построена монтажная площадка для сборки объемных конструкций, части которых изготавливались в цехах. 2 этап. Строительство платформы. Март 2002 - август 2002. Завод металлоконструкций «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» – это первое в истории России предприятие, которому предстояло в кратчайшие сроки, всего за 15 месяцев, построить нефтедобывающую платформу весом более 10000 тонн, полностью укомплектовать всем необходимым оборудованием и установить в море. К началу работ по строительству платформы завод получил сертификат на соответствие требованиям международного стандарта ИСО 9002 от российского морского регистра судоходства. К концу марта 2002 года на завод пришли баржи с трубами из Германии. В апреле из них начали изготавливать первую панель для опорного блока платформы, а к августу 2002 года на заводе были построены уже три панели этого блока и две палубы жилого модуля. При этом строительство опорного блока осуществлялось по методу вертикальной сборки. Обычно конструкции опорных блоков собираются из отдельных узлов в геометрию, предусмотренную проектом, но специалисты ЛУКОЙЛа сначала закладывали геометрию, то есть каркас конструкций, а затем начинали насыщать ее блоками и модулями, в результате чего отклонение от осей конструкции было минимальным. В будущем это даст огромную экономию времени при сборке и значительно облегчит сложнейшие монтажные работы в условиях открытого моря. В начале августа на берег из цеха была вывезена первая полностью готовая панель производственного опорного блока. Ее предстояло поднять вертикально, а затем закрепить. Два крана синхронно осуществили эту операцию за четыре часа. Декабрь 2002 – июль 2003 года. В конце декабря 2002 года было принято решение начать в августе 2003 транспортировку блоков платформы к месту ее установки в Балтийском море, а к концу сентября уже полностью завершить монтаж платформы на шельфе. К весне 2003 года за год работы над проектом Д-6 на заводе уже были заложены все блоки платформы, а в целом она была готова на 70 %. С мая идут работы по подготовке в море опорной конструкции под жилой блок будущей платформы. Опорный блок, установленный здесь еще в 80-ых, в 2000 году был укреплен в грунте 16-ю дополнительными юбочными сваями. Летом 2003 года под водой закрепили элементы протекторной защиты, а в верхней части нанесли антикоррозийное покрытие. В это же время начались подготовительные работы для прокладки 47 км морского трубопровода, который соединит платформу и берег в районе поселка Куликово. 24 мая 2003 года из торгового порта Калининграда в море вышло научно-исследовательское судно «Профессор Штокман». В этот день калининградские нефтяники начали программу производственного экологического мониторинга, которая продлится до тех пор, пока на платформе Д-6 будет добываться нефть. В мае стартовала первая морская экспедиция. Каждый год таких экспедиций будет не менее четырех. Ученые возьмут под постоянный контроль состояние воды дна и всех живых организмов Балтийского моря в российской юго-восточной части его акватории. Показания будут сниматься на 22 региональных станциях и 12 локальных, находящихся в непосредственной близости от платформы. Август 2003-сентябрь 2003 года. К концу лета, согласно плану, на заводе подходило к завершению строительство всех блоков и модулей платформы. На сборочной площадке под открытым небом стояли уже готовые к отправке жилой и опорные блоки, буровая вышка, а в цехе готовые к транспортировке две части технологического модуля. На заводе собрались все основные участники предстоящей уникальной технологической операции - российские и зарубежные партнеры «ЛУКОЙЛ Калининградморнефти». Для осуществления надвижки с берега на суда пригласили известную во всем мире голландскую фирму «Мамут». Тяжеловесные строительные конструкции перевозить морем предстояло четырем офшорным баржам. На море установку платформы должна была осуществлять вместе с «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» голландская фирма. 18 августа 2003 года начался новый этап реализации проекта. 3 этап. Транспортировка и монтаж платформы. Швартовка к причалу первой транспортной баржи, которая принимает на себя груз основных свай, юбочных и водоотделяющих колонн. Заводка под опорный блок производственного модуля весом 2 300 тонн пневматических трейлеров компании «Мамут». Взвешивание, надвижка блока на баржу, крепление по-морскому. Баржа отводится к месту, где она будет ожидать сигнала к началу движения в море. Краново-монтажное судно «Станислав Юдин» - флагман собственного флота «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», которому отводится главная роль по установке платформы на море - начинает движение из Роттердама к Кравцовскому месторождению. Швартовка к причалу следующей оффшорной баржи. И вновь заводка трейлеров компании «Мамут» теперь уже под жилой модуль. Взвешивание, надвижка, крепление. В цехе и на сборочной площадке в это время непрерывно идет работа по наводке очередных блоков и модулей. Баржи начинают движение в море. Становится на якоря «Станислав Юдин». Первым планируется установить в море на подготовленную еще летом конструкцию жилой блок. Представители германского «Ллойда» проводят тщательную инспекцию готовности к предстоящим работам и «дают добро» на подъем модуля. Натягиваются до расчетного напряжения стропы 50 метрового крана «Станислава Юдина», и сварщики отрезают от модуля элементы, которыми он крепился на барже. «Юдин» поднимает жилой модуль в воздух. Два буксира отводят баржу от «Станислава Юдина». «Юдин» с помощью якорей, которые располагаются по расчетной схеме, подрабатывая лебедками, начинает движение к опорному блоку. Жилой модуль зависает над опорным блоком и затем с филигранной точностью усаживается на направляющие опоры. Три часа непрерывного напряжения, отточенная, безошибочная работа специалистов самого различного профиля. Тем временем в цехе заканчивается доводка очередной конструкции, а в море начинается новый этап: точная установка и закрепление на дне опорного блока. Делается это с помощью забивки свай. Среди множества работ, связанных с монтажом платформы в море, самым не зрелищным, с точки зрения стороннего наблюдателя, наверное, является забивка свай. Но именно она оказалась в технологической цепочке одной из самых напряженных: предстояло забить в грунт на глубину почти 30 метров 24 сваи диаметром 1 185 мм. Из них 8 основных, каждая длиной в 75 метров, и 16 вспомогательных, юбочных, свай длиной по 54 метра. Монтаж платформы в море – это, безусловно, кульминация всех работ по проекту. Самая виртуозная, рисковая и дорогостоящая часть строительства платформы. Ни один эпизод во время этой операции не может быть прерван или возвращен к началу, всё должно быть просчитано и исполнено с безукоризненной точностью. Долгосрочная полуторагодовая работа по строительству платформы, технологические сложности, непрерывность многих операций – всё это вместе может вызвать обоснованные сомнения: «А не допускались ли где-либо погрешности в качестве?». На протяжении всего строительства платформы рядом со специалистами «ЛУКОЙЛа» находились представители самых различных надзорных органов: морского российского регистросудоходства, госростехнадзора России, германского «Ллойда», голландских, английских, американских, немецких проектных и строительных компаний, страховых фирм и т.д. Каждый шаг, все операции находились под тщательным контролем и не могли быть осуществлены без надлежащих согласований и разрешений. Контроль тройной: с подводной видеокамерой, геодезической и компьютерной оценкой положения платформы с помощью дифференциальной спутниковой системы. 28 дней длилась эта сложнейшая, не прекращающаяся ни на минуту операция: установка платформы в море. В ней были задействованы десятки специалистов высочайшей квалификации. 25 сентября на шельфе Балтийского моря в 22 км от побережья встала первая российская нефтедобывающая платформа. 4 этап. Октябрь 2003-март 2004. Сразу после монтажа на платформе начались пуско-наладочные работы, необходимый этап перед началом её эксплуатации. Было установлено оборудование, проводено электричество, связь, все инженерные коммуникации, без которых платформа - мертвый железный остров, не пригодный для жизни и работы. Здесь постоянно находится сменная вахта, более сотни человек: строители завода металлоконструкций, буровики, подрядчики. Еженедельно на платформу D-6 выходит судно с новыми материалами и оборудованием, а также продуктами и всем необходимым для вахтовиков. Оно же обратным рейсом в специально построенных для этого контейнерах вывозит с платформы все накопившиеся за неделю отходы. Нулевая, экологически чистая технология действует с первой минуты появления в балтийском море платформы D-6. Параллельно с благоустройством идут активные работы по строительству других объектов проекта, без которых невозможна добыча нефти в море. Нефтесборный пункт «Романов» к декабрю готов почти на 90%. В нескольких метрах от него располагаются поглощающие скважины, задача которых - утилизация воды, полученной от первичной переработки нефти, обратно в подземные пласты. Экологи «ЛУКОЙЛА» для уверенности, что естественный баланс грунтовых вод в этом районе не будет нарушен с момента пуска в эксплуатацию нефтесборного пункта, начнут проводить мониторинг в рамках общей программы экологического мониторинга проекта «D-6». В будущем под пристальным вниманием этой программы окажутся абсолютно все проекты, независимо от того, на море или на суше они находятся. С июля 2004 года к наземному мониторингу «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» присоединился еще и космический. Было налажено регулярное спутниковое слежение за состоянием морской акватории российского сектора Балтики. Полным ходом идут работы по прокладке морского трубопровода. На берегу Балтийского моря свариваются многокилометровые плети из труб, надвигаются в море, где происходит стыковка. Практически полностью завершена прокладка сухопутного трубопровода. Зимой 2003-2004 года прокладывают трубопровод на сложных участках: в болотах и речках, но в центре внимания по-прежнему остается платформа. Постановлением губернатора назначается государственная комиссия по приемке ее в эксплуатацию. После внимательного изучения документации и осмотра объекта 13 февраля комиссия делает заключение: платформа «D-6» отвечает всем требованиям, предъявляемым к подобного рода сооружениям, и подписывает акт государственной приемки в эксплуатацию. 2 марта началось эксплуатационное бурение первой скважины. Задания к кейсу 5.1. «Строительство нефтяной платформы» 1. Укажите структуру производственного цикла строительства нефтяной платформы (можно в виде схемы, рис). 2. Укажите формы организации производства, используемые при строительстве платформы (приведите примеры). 3. Какие виды производственных процессов можно наблюдать при строительстве нефтяной платформы? 4. Какие принципы рациональной организации производства соблюдаются (не соблюдаются) при строительстве нефтяной платформы и почему? 5. К какому типу производства относится строительство нефтяной платформы и почему? 6. Дайте характеристику основного и вспомогательного производства. 7. Проведите комплексную оценку уровня организации работ (производства) по строительству нефтяной платформы. Выводы обоснуйте. Кейс 5.2. «Строительство комплекса для глубокой переработки нефти»3 В Киришах на нефтеперерабатывающем заводе «ПО «Киришинефтеоргсинтез» с 2005 г. осуществлялось строительство самого крупного и самого современного не только в России, но и в Европе комплекса для глубокой переработки нефти - гидрокрекинга. В апреле 2006 г. киришский НПЗ завершил монтаж крупногабаритных установок нового комплекса, далее приступил к строительству почти 300-метровой дымовой трубы и технологических печей. Работы велись в соответствии с графиком, и комплекс был введен в эксплуатацию в 2008 г. Пуск нового комплекса позволил киришскому нефтеперерабатывающему заводу существенно увеличить выпуск топливной продукции - бензинов, керосина, дизтоплива, получаемых из нефтяного сырья. Что такое гидрокрекинг? Гидрокрекинг – это каталитический процесс переработки низкосортных топлив. За счет первичной переработки из некоего объема нефтяного сырья удается извлечь определенное количество светлых (бензины, дизельное топливо) и темных (мазуты и т.п.) нефтепродуктов. Внедрение же технологии гидрокрекинга позволяет вовлечь темные нефтепродукты в дальнейшую переработку, получая из них светлые, более дорогостоящие и более востребованные нефтепродукты. В результате из одного и того же объема сырой нефти можно получать больше светлых продуктов. По разным методикам расчета, глубина нефтепереработки на «Киришинефтеоргсинтез» колеблется от 40 % до 56 % (если определять глубину переработки как отношение объема выпуска конечной продукции к объему перерабатываемого сырья). С запуском комплекса гидрокрекинга завод вышел на уровень 70–78 %. Установленная мощность «Киришинефтеоргсинтез» — 17,3 млн. т нефти в год. Из этого количества сырья в процессе первичной переработки выход светлых нефтепродуктов составляет около 48–50 %. Следовательно, остается примерно 8–9 млн. т мазута, из которых около 5 млн. т идет на глубокую переработку, что позволяет дополнительно получать примерно 3 млн. т светлых нефтепродуктов (бензины, керосин и дизтопливо). В результате из одного и того же объема сырой нефти увеличилось количество готовой продукции, при этом доля выпуска полуфабрикатов сократилась. Собственно говоря, этим и определяется глубина переработки нефти, повысить которую — основная цель ввода нового комплекса на заводе «КИНЕФ». Технологической основой работы комплекса стали 6 установок, в каждой из которых реализован свой физико-химический процесс, своя стадия переработки углеводородного сырья, и только вместе они образуют единый процесс. В первой установке комплекса - вакуумной колонне - проводится подготовка мазута к дальнейшей переработке путем отгонки из него вакуумного газойля. Далее начинается собственно гидрокрекинг, где под воздействием давлений, температур и катализаторов в специальных реакторах из вакуумного газойля получаются различные фракции, которые идут на производство бензинов, керосинов, дизельных топлив. Кроме уже перечисленных конечных продуктов гидрокрекинга, в результате переработки мазута остается, к примеру, еще такая тяжелая фракция, как гудрон — он тоже идет на переработку; этот процесс называется висбрекинг (разложение гудрона под воздействием высоких температур), и для его реализации в составе комплекса построена специальная технологическая установка. Строительство. К реализации планов по созданию комплекса гидрокрекинга завод начал готовиться еще с начала 1990-х гг. В 1995–1997 гг. было разработано технико-экономическое обоснование строительства комплекса глубокой переработки нефти на базе установки глубокого гидрокрекинга вакуумного газойля. В разработке проекта приняли участие «Ленгипронефтехим», компания «АББ Луммус Глобал», институты «ВНИПИнефть» и «Гипрогазоочистка». Начиная с 2002 г. шла разработка рабочей документации по строительству, подготавливалась стройплощадка. В июне 2005 г. в Кириши начало поступать первое оборудование и на пороге своего 40-летия завод приступил к реализации давних планов. В принципе, доставка оборудования на киришский НПЗ — тема отдельного разговора. Помимо уникальной (даже по европейским меркам) производительности нового комплекса — переработка 3 млн. т вакуумного газойля в год — процесс гидрокрекинга идет под давлением до 200 атмо-сфер и при температуре более +500 0С. Чтобы выдержать такую нагрузку, толщина стенок реакторов должна составлять 320 мм. Вследствие этого и вес технологического оборудования нового комплекса измеряется сотнями тонн. Так, один из реакторов, смонтированных на площадке комплекса, весит более 1 200 т. Российские грузоперевозчики еще не работали с таким тяжеловесным оборудованием, и технологию его доставки пришлось осваивать с нуля, увязывая в единый проект отдельные этапы этого процесса. Везли его практически со всего света — и из Японии (реактор), и из Италии (вакуумная колонна). Поскольку везти крупногабаритное и тяжелое оборудование можно было только по воде, был расширен вход в р. Волхов. На берегу Черной речки, которая проходит в километре от завода, была построена усиленная разгрузочная площадка для временного размещения оборудования и специальная площадка (подушка) на дне реки, так как процедура разгрузки тысячетонного оборудования требует, чтобы баржа была притоплена и ее днище имело упор на дно. Кроме того, усилили дорогу от разгрузочной площадки до места строительства комплекса, привезли из Голландии специальные моторные многоколесные площадки — «сороконожки». Выгрузка оборудования происходила следующим образом: по специальным сходням на баржу подъезжает площадка-«сороконожка», которая как бы подныривает под крупногабаритный агрегат, поднимает его и перевозит на берег — на подготовленную площадку. Потом на этих платформах осуществлялась и доставка технологического оборудования на площадку строительства комплекса гидрокрекинга. Оборудование не собирали на месте по ряду причин. Во-первых, из-за его размеров: при толщине стенки более 300 мм обеспечить высокое качество сварки вне заводских условий практически невозможно. Кроме того, корпусы технологического оборудования прошли термообработку, и к ним ничего нельзя приваривать, поэтому все монтажные элементы были продуманы на стадии размещения заказа. В ноябре голландская фирма «Мамут» (подрядчик), которая специализируется по монтажу крупногабаритного оборудования, приступила к его подъему на заранее подготовленные фундаменты. Еще до начала монтажных работ рассматривалось 4 варианта подъема оборудования, и на конкурсные торги были приглашены 4 фирмы, использующие различные методы подъема оборудования. Оборудование, закупленное заводом «Киришинефтеоргсинтез», еще на заводах-изготовителях было оснащено специальными элементами для монтажа с применением любого из них. Первоначально для подъема оборудования планировалось заказать 1 500-тонный кран, но на площадке работал 850-тонный кран. Дело в том, что технологии фирмы «Мамут», выигравшей конкурс, позволили распределить нагрузку между основным краном и несколькими вспомогательными механизмами и, соответственно, обойтись 850-тонным. Интересная деталь: только для доставки этого уникального крана в разобранном виде на стройплощадку потребовалось около 90 железнодорожных контейнеров! В конце апреля 2006 г. «Мамут» завершила свою работу. Однако строители нового комплекса выполнили колоссальный ее объем. Провели тендеры на монтаж дымовых труб и фундаментов 12-ти технологических печей, подготовили и монтаж печей, которые тоже являются уникальными: каждая печь весит по 3–4 тыс. т., но их можно доставить и в разобранном виде. 20 апреля на площадке нового комплекса киришского завода приступили к сооружению дымовой трубы, высота которой составила 235 м. На ее строительство потребовалось порядка 3 000 куб. м бетона и 367 т арматуры. Полностью труба была готова к концу 2007 г. В 2006 г. были оформлены контракты практически на все оборудование комплекса гидрокрекинга. Все усилия сосредоточились непосредственно на самом строительстве. Помимо технологических установок, в состав комплекса гидрокрекинга вошли эстакады, трубопроводы, компрессорные, операторные, новые очистные сооружения, градирни, электроподстанции, тепловое хозяйство, резервуарные парки, насосные станции и т. д. Расчетная мощность потребления электроэнергии новым комплексом составила 900 МВт. Поэтому к комплексу гидрокрекинга провели отдельный кабель на 110 кВ (с Киришской ГРЭС-19, на протяжении всех 40 лет питающей «Киришинефтеоргсинтез»). Для работы технологического оборудования потребовался пар — он производится на установках, которые находятся в составе комплекса гидрокрекинга. В целом большая часть капвложений — порядка 60 % — ушла именно на строительство объектов общезаводского хозяйства и лишь около 40 % — на создание собственно производственного комплекса. Задания к кейсу 5.2. «Строительство комплекса для глубокой переработки нефти». 1. По материалам кейса дайте характеристику уровня организации работ по строительству комплекса для глубокой переработки нефти с указанием форм, методов и типа организации производства. 2. Каков состав и доля работ, выполняемых сторонними организациями в рамках проекта по строительству комплекса? 3. Представьте в формализованном виде производственный цикл строительства комплекса. 4. Укажите, какие типы производственного процесса характерны для строительства комплекса для глубокой переработки нефти и дальнейшей его эксплуатации. 5. Какие особенности нефтеперерабатывающей отрасли оказывают влияние на процесс организации работ по строительству комплекса? 1 данные аналитического портала химической промышленности - http://www.newchemistry.ru 2 Кейс составлен по материалам официального сайта ОАО «ЛУКОЙЛ» 3 кейс подготовлен по материалам Д. Митропольского, Петербургский строительный рынок |