Характеристика газоперерабатывающего завода "Татнефтегазпереработка" - Курсовая работа

Управление "Татнефтегазпереработка" создано в 2002 году на основе трех предприятий: управления "Татнефтегаз" ОАО "Татнефть", Миннибаевского газоперерабатывающего завода и ОАО "Трансуглеводород". Сбор нефтяного газа осуществляется шестью газовыми цехами управления с 270 пунктов сепарации на лицензионных месторождениях ДЕВЯТИНГДУ ОАО "Татнефть". На балансе управления находятся 22 компрессорные станции, оборудованные винтовыми компрессорами, около 2000 км промысловых газопроводов для сбора и транспорта нефтяного газа, 5 насосных станций, оборудованных герметичными насосами ГЭН 50/400, и 359 км продуктопроводов, предназначенных для сбора и транспорта широкой фракции легких углеводородов. Комплекс газоперерабатывающего производства состоит из: установок очистки газа от сероводорода; Этот комплекс позволяет из собранного сырья вырабатывать практически всю номенклатуру продукции газопереработки, причем только марок "А" и "Высшая": сжиженные газы (фракции пропановую, изобутановую, нормального бутана, изопентана, изопентан-пентановую);Сера техническая выпускается в соответствии с ГОСТ 127.1-93. и должна соответствовать следующим требованиям, приведенным в таблице 1. Сорт 9998 Сорт 9995 Сорт 9990 Сорт 9950 Сорт 9920 При плавлении Сера превращается в подвижную желтую жидкость, которая выше 160 °С буреет, а около 190 °С становится вязкой темно-коричневой массой. Выше 190 °С вязкость уменьшается, а при 300 °С Сера вновь становится жидкотекучей. Это обусловлено изменением строения молекул: при 160 °С кольца S8начинают разрываться, переходя в открытые цепи; дальнейшее нагревание выше 190 °С уменьшает среднюю длину таких цепей.Состав очищаемого газа приведен в таблице 2: Таблица 2 1 Сероводород 2 Углекислый газ 3 Азот 4 Метан 5 Этан 52 ± 6,0 45,29 ± 6,0 1,39 ± 0,2 0,9 ± 0,2 0,46 ± 0,2 Основные показатели катализатора алюмомагнийхромового ИК-12-72 ТУ 6-09-5506-88, обязательные для проверки перед использованием в производстве, приведены в таблице 3. Основные показатели сжатого воздуха (ГОСТ 17433) приведены в таблице 4.окисление сероводород охлаждение каплеуловительПодача в реактор воздуха для обеспечения стехиометрического соотношения кислорода, содержащегося в нем, и сероводорода в исходном очищенном "кислом" газе осуществляется и регулируется эжектором, который управляется в автоматическом режиме микропроцессорной системой управления и контроля. Процесс одностадийного газофазного окисления сероводорода осуществляется в технологическом блоке, который также предназначен для улавливания мелкодиспергированной жидкой элементарной серы, образующейся в результате реакции и выносимой из зоны реакции вместе с газообразными продуктами реакции газофазного окисления, а также поддержание теплового режима в зоне реакции и барботажа. Из эжектора смешанный газ через газораспределительное устройство поступает в зону реакции под слой катализатора, которым заполнена верхняя полость реактора Р-1. В процессе реакции осуществляется процесс получения жидкой элементарной серы, которая выносится из зоны реакции парогазом в мелкодиспергированном виде. Далее мелкодиспергированная сера улавливается в конденсаторе серы, установленной на реакторе и защищенной теплоизоляцией.Расчет взят по среднесуточной выработке оборудования Количество газа на УСО Содержание Н2S, Количество, H2S Количество кислого газа на УОС Содержание Н2S в кислом газе Количество Н2S на УОС Переработано на УОС Количество серы (теоретическое) Количество выработанной серы Конверсия серы тыс. м3/сут г/100м3 тонн м3/сут г/100м3 тонн % тонн тонн %3 Степень очистки газа от сероводорода на выходе из реактора, %, не менее 4 Давление очищаемого газа на входе в установку, атм 5 Расход воздуха, подаваемого в реактор установки, нм3/час 6 Давление воздуха, подаваемого в установку, атм 7 Тепловая мощность реакционной зоны, КВТ 8 Потребляемая установкой электроэнергия, КВТ 9 Тепловая мощность, отводимая из зоны конденсации серы, КВТ 10 Гидравлическое сопротивление потока парогаза через блок охлаждения и конденсации, КПА 11 Глубина погружения барботера в жидкую серу в зоне барботажа парогаза блока каплеуловителя, м, не более 12 Расход топливного газа в камеру сгорания печи дожига, нм3/час, не более 13 Давление топливного газа, КПА 14 Давление воздуха, подаваемого в камеру сгорания, мм.вод.ст.Все оборудования установлено на территории цеха вне зданий и закреплено на фундаментах анкерными болтами.В состав блока технологического входят: реактор, внутриблочная кабельная и трубопроводная обвязки, на которой установлена запорно-регулирующая арматура. Габаритные размеры: длина - 1790 мм, ширина - 1600 мм, высота - 4310 мм.В состав блока охлаждения входят: а) емкость 1 для хранения хладагента (высококипящей жидкости с низкой температурой замерзания; заливной горловиной, штуцером слива жидкости, устройством местного контроля уровня жидкости, дыхательное устройство емкости, комплект запорной арматуры;Нагреватель воздуха предназн

Содержание

Введение

1. Характеристика сырья и готовой продукции

1.1 Характеристика готовой продукции

1.2 Характеристика исходного сырья и вспомогательных материалов

2. Технологическая схема и ее описание

2.1 Блок-схема процесса

2.2 Описание технологического процесса

2.3 Технологическая схема окисления сероводорода

2.4 Аналитический контроль производства

3. Исходные данные для расчета материального баланса

4. Устройство и характеристика основного оборудования УОС 80-58 РЭ

4.1 Блок технологический

4.2 Блок охлаждения

4.3 Нагреватель воздуха

4.4 Печь дожига

4.5 Блок каплеуловителя

4.6 Блок конденсации серы

4.7 Блок хранения серы

5. Техника безопасности производства

5.1 Охрана труда

5.2 Пожарная безопасность

5.3 Производственная санитария

6. Экологическая оценка производства

7. Экономическая часть

Заключение

Список используемой литературы

Управление "Татнефтегазпереработка" создано в 2002 году на основе трех предприятий: управления "Татнефтегаз" ОАО "Татнефть", Миннибаевского газоперерабатывающего завода и ОАО "Трансуглеводород". Эти предприятия привнесли в дела газового комплекса свой творческий потенциал и накопленный годами опыт.

Сегодня "Татнефтегазпереработка" - это мощный, эффективно работающий производственный комплекс. Более 94% попутного нефтяного газа на территории Татарстана находит применение в народном хозяйстве, и это один из лучших показателей среди нефтедобывающих компаний России.

Сбор нефтяного газа осуществляется шестью газовыми цехами управления с 270 пунктов сепарации на лицензионных месторождениях ДЕВЯТИНГДУ ОАО "Татнефть". На балансе управления находятся 22 компрессорные станции, оборудованные винтовыми компрессорами, около 2000 км промысловых газопроводов для сбора и транспорта нефтяного газа, 5 насосных станций, оборудованных герметичными насосами ГЭН 50/400, и 359 км продуктопроводов, предназначенных для сбора и транспорта широкой фракции легких углеводородов.

Комплекс газоперерабатывающего производства состоит из: установок очистки газа от сероводорода;

установок утилизации сероводорода и получения технической серы установок компримирования нефтяного и сухого отбензиненного газа;

установок очистки и осушки газа;

установок низкотемпературной конденсации и ректификации;

каскадной холодильной установки;

газофракционирующих и вспомогательных установок общезаводского хозяйства (таких как установки подготовки и циркуляции теплоносителя, пароводоснабжения, энергоснабжения);

факельных установок;

складского парка для приема и хранения сырья и готовой продукции.

Этот комплекс позволяет из собранного сырья вырабатывать практически всю номенклатуру продукции газопереработки, причем только марок "А" и "Высшая": сжиженные газы (фракции пропановую, изобутановую, нормального бутана, изопентана, изопентан-пентановую);

этановую фракцию;

сухой отбензиненный газ;

стабильный газовый бензин;

серу техническую.

Дополнительно к основной номенклатуре выпускаются газообразные кислород и азот, которые используются для нужд структурных подразделений "Татнефти", ее дочерних предприятий и реализуются другим потребителям. Продукция управления пользуется большим спросом на отечественном рынке и за рубежом.

Управление поставляет свою продукцию по железной дороге и трубопроводным транспортом потребителям России, Украины, Белоруссии, Латвии, Финляндии, Турции. Основная часть продукции управления поставляется предприятиям: ООО "Таттрансгаз" (сухой топливный газ);

ОАО "Казаньоргсинтез" (этановая фракция, сера техническая);

ОАО "Нижнекамскнефтехим" (изобутан, пентаны).

На сегодняшний день управление вырабатывает практически всю номенклатуру продукции газопереработки: Фракция пропановая (ТУ 0272-023-00151638-99)

Фракция нормального бутана (ТУ 0272-026-00151638-99)

Бензин газовый стабильный (ТУ 0272-069-00151638-2006)

Фракция изобутановая (ТУ 0272-025-00151638-99)

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления (ГОСТ 20448-90)

Газы углеводородные сжиженные топливные для автомобильного транспорта (ГОСТ 27578-87)

Фракция изопентановая (ТУ 0272-028-00151638-99)

Фракция пентан-изопентановая (ТУ 0272-030-00151638-99)

Газы углеводородные сжиженные топливные (ГОСТ Р 52087-2003)

Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам (ОСТ 51.40-93)

Фракция этановая (ТУ 0272-022-00151638-99)

Азот газообразный технический (ГОСТ 9293-74)

Кислород газообразный технический и медицинский (ГОСТ 5583-78)

Сера техническая (ГОСТ 127.1-93)

С начала основания предприятия ежегодно ведутся работы по преобразованию, ремонту и реконструкции комплекса газоперерабатывающего производства, продуктопроводного транспорта, а также по строительству комплексов очистки и утилизации кислых газов нефте- и газопереработки, что позволяет решать одну из важнейших экологических проблем - сжигания нефтяного газа на факелах. Это тем более важно в связи с увеличением добычи сернистой нефти в регионе.