СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………………………….3

1 Общая характеристика АГПЗ………..…………………………………………….…………….…….4

2 Установка очистки газа от кислых компонентов У-272……………………………………….……7

3 Характеристика сырья, полупродуктов, реагентов………………………………………………….9

4 Описание технологического процесса и технологической схемы установки ….........................12

4.1 Химизм процесса……………………………………………………………………………..…..12

4.2 Материальный баланс 1-4У-272…………………………………………………………….…..13

4.3 Описание технологической схемы установки У-272…………….…………….…………..…..13

4.3.1 Абсорбция……………………………………………………..………………………….....13

4.3.2 Абсорбер ……..……………………………………………………………….……… ..…14

4.3.3 Схема насыщенного амина (высокого давления)………………………….………….…15

4.3.4 Емкость расширения ……………………………………………………………………….16

4.3.5 Схема насыщенного амина (низкое давление)…………………………………………...16

4.3.6 Регенератор……………………………………………………………………………….....17

4.3.7 Система рибойлеров ………………………………………………………………….……17

4.3.8 Система рефлюкса………………………………………………………………………….18

4.3.9 Схема подачи амина в абсорбер……………………………………………..……………19

4.3.10 Схема фильтрации амина…………………………………………………………………20

5 Основные положения пуска и остановки установки…………………………………………….….21

5.1 Правила пуска после текущего ремонта ……………………………………………………....21

5.2 Подготовительные работы к пуску после текущего ремонта…………………………….…22

5.3 Пуск установки У-272……………………………………………………………………………23

5.4 Нормальная остановка установки………………………………………………………….……23

5.5 Пуск и эксплуатация установки в зимних условиях …………………………………….……23

6 Экологическая политика АГПЗ……………………………………………………………………….25

6.1 Использование воды на АГК…………………………………………………………………….25

6.2 Атмосферный воздух …………………………………………………………………………....26

6.3 Характеристика вещества, загрязняющих воздух……………………………………………..28

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………………………..30

ПРИЛОЖЕНИЕ 1………………………………………………………………………………………..31

ПРИЛОЖЕНИЕ 2…………………………………………………………………………………..…....32

ПРИЛОЖЕНИЕ 3………………………………………………………………………………………..34

ЛИТЕРАТУРА......................................………………………………………………………………….36

Введение

Астраханское газоконденсатное месторождение открыто в 1976 году. Располагается в придельтовой части Волги в 50–80 км на север от Астрахани. Уникальность месторождения заключается в высоком содержании сероводорода в пластовой смеси (до 25%), глубине залегания пластов (4000–4100 м), пластовой температуре (110 градусов Цельсия) и давлении (более 600 атмосфер).

Разработка месторождения началась 31 декабря 1986 года с вводом в эксплуатацию первой очереди Астраханского газового комплекса — основного производителя серы в СССР. Разведанные запасы полезных ископаемых месторождения способны обеспечить работу газового комплекса в течение 250 лет.

Гигант занимается переработкой газового конденсата, осуществляя его очистку и фракционирование, также занимается очисткой газа от кислых компонентов, низкотемпературным фракционированием газа, получает серу методом Клауса. Главной продукцией АГПЗ является комовая, гранулированная и жидкая сера, дизельные топлива, газ товарный, мазут и ПБФ. В настоящее время «Газпром добыча Астрахань» перерабатывает газа 9,8 млрд. кубических метров, 856 тыс. тонн дизельного топлива и т.д.

На сегодняшний день газоперерабатывающий завод входит в структуру «Газпрома». Предприятием осуществляется автоматизированное управление. Здесь постоянно происходят различные химико-технологические процессы: транспортируется газ, конденсат и побочные продукты, осуществляется забор, переработка и хранение сырья. Для всех указанных процессов характерна повышенная взрывоопасность и пожароопасность. Поэтому для предотвращения возможных аварийных ситуаций на заводе используется ряд программно-технических средств, осуществляющих автоматическое регулирование, управление и защиту при производстве газа, серы и конденсата.

1 Общая характеристика агпз

В состав АГПЗ входят:

1. установки сепарации пластового газа высокого давления (1-4 У-171, 1-4 У-271);

2. установки сероочистки газа раствором диэтаноламина (1-4 У-172, 1-4 У-272);

3. установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У-174, 274);

4. установок по производству и хранению серы и доочистки отходящих газов (1-4 У-151, 1-2 У251);

5. установки очистки и компримирования газов выветривания конденсата (У-141, 241);

6. установки стабилизации конденсата и обработки пластовой воды (У-120, 220);

7. комбинированная установка, включающая установку ат­мосферной перегонки (АТ-3) мощностью 3 млн. тонн в год, газофракционирующую установку (1,8 млн. тонн в год) и установку очистки пропан - бутановой фракции по методу "Мерокс" ( 250 тыс. тонн );

8. установка гидроочистки мощностью 2 млн. тонн/год;

9. установка каталитического риформинга мощностью 1 млн. тонн в год;

10. установка сжигания производственных отходов (У-165,265);

11. факельное хозяйство;

12. объекты складской зоны, включающие:

13. склад светлых нефтепродуктов (16 резервуаров по 10000 м³ )

14. склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м³)

15. три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков;

16. установка автоматического налива жидкой серы (произ­водительностью 1200 т/час);

17. установка механизированной погрузки твердой серы — 600 т/час.;

18. установки грануляции серы;

19. подземные хранилища нестабильного конденсата и неф­тепродуктов;

20. объекты вспомогательного производственного и обслужи­вающего назначения;

21. предзаводская зона;

22. азотно-кислородная станция, цех наполнения и хранения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудования, ремонтно-механический цех, цент­ральная заводская лаборатория, инженерно-лаборатор­ный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизи­рованной службы, противофонтанной и газовой безо­пасности, административно - бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабором на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомо­бильные дороги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализации и др.

ГПЗ предназначен для получения из пластового газа Астраханского газоконденсатного месторождения товарных продуктов: товарного газа, серы технической газовой, сжиженных газов, дизельного топлива, бензина и котельного топлива.

Аналогичные объекты: Оренбургский ГПЗ, Мубарекский ГПЗ. Существенным отличием Астраханского месторождения от других является высокое, до 25 %, содержание сероводорода в пластовой газожидкостной смеси.

Проектная документация, кроме генерального проекта, разработана французской фирмой "ТЕКНИП" г.Париж.

Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собой углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкообразные). Кроме того, в этой смеси содержатся неорганические газы, основным представителем, которые являются H₂S, CO₂ и в меньших концентрациях N₂, H₂, Ar, He. В пластовую смесь входят также сероорганические соединения СОS, СS₂, RSН (жидкие и газообразные), сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены, а также углеводороды пиридинового ряда и в небольших количествах кислородсодержащие нафтеновые кислоты и пластовая вода с растворимыми в ней соединениями.

Первой установкой завода является установка сепарации пластового газа У-171/271, где пластовая смесь разделяется на:

- отсепарированный газ;

- стабильный конденсат;

- пластовую воду;

Отсепарированный газ на установке сероочистки У-172/272 проходит очистку от кислых компонентов (H₂S, CO₂), где получают обессеренный и кислый газы. Обессеренный газ направляется на осушку и отбензинивание (У-174/274), откуда выходит как товарный газ потребителю по ГОСТ 5542 – 87.

Нестабильный конденсат с У-171/271 поступает на стабилизацию на установку стабилизации конденсата У-121/221, откуда уходит как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов.

Пластовая вода с установки сепарации направляется на установку нейтрализации пластовых вод У-122/222, откуда откачивается на полигон для закачки в пласт.

Кислые газы с установки У-172/272, У-141/241, У-1.731 направляются на установку производства серы (У-151/251), где получают серу техническую жидкую и комовую по ГОСТ 127 – 93. Далее жидкая сера поступает на установку грануляции серы, на которой получают серу газовую гранулированную по ТУ 51-31323949 – 41 – 98;

Газы среднего давления (газ стабилизации У-120/220 и газы расширения амина У-172/272) поступают на предварительную очистку установки У-141/241, где получают углеводородный обессеренный газ, который направляется на У-172/272 на дополнительную очистку.

Из стабильного конденсата на установках У-731, У-732 и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы:

• бензины автомобильные А-76 и с присадкой N – метиланилин АИ – 92, 93, 95 по ГОСТ 2084 – 77;

• дизельные топлива марок Л – 02 - 62, Л – 05 – 62, Л – 05 – 40 по ГОСТ 305–82;

• котельные топлива – мазут марки 40 и марки 100 по ГОСТ 10585 – 76;

• бутан технический по ГОСТ 20448-90;

• смесь пропана – бутана технических по ГОСТ 20448 - 90.

На У-1.731 получают промежуточную фракцию НК-350 и на блоке АТ -товарное топливо - мазут.

Фр. НК-350 с блока АТ (У-1.731) направляется на гидроочистку У-1.732 от S-, N₂-, O₂-содм иержащих соединений и возвращается на блок ВТ У-1.731. На блоке ВТ из гидроочищенной фр. НК-350 получают товарное дизельное топливо, промежуточные фракции (НК-62, 62-180).

НК-62 на блоке вторичной перегонки проходит аминовую очистку и используется как компонент автомобильного бензина, а фр. 62-180 направляется на установку риформинга У-1.734 для получения высокооктанового компонента автомобильного бензина.

На блоке ГФУ У-1.731 получают сжиженные газы (СПБТ и БТ), которые отправляются в товарный парк сжиженных газов У-500.

На установке каталитического риформинга У-1.731 получают стабильный катализат с октановым числом по моторному методу не менее 76 и 85 и по исследовательскому методу не более 93.

Сырьевая продукция:

• конденсат газовый стабильный ОСТ 51.65-80;

• широкая фракция легких углеводородов СТП 05780913.4.4-2006.

Товарная продукция:

• бензин автомобильный Нормаль-80 ГОСТ Р 51105-97;

• бензин автомобильный Регулятор-92 ГОСТ Р 51105-97;

• бензин автомобильный Премиум -95 ГОСТ Р 51105-97;

• топливо дизельное Л-0,2-40 ГОСТ 305-82;

• топливо дизельное Л-0,2-62 ГОСТ 305-82;

• топливо дизельное Л-0,5-40 ГОСТ 305-82;

• топливо дизельное Л-0,5-62 ГОСТ 305-82;

• топливо нефтяное – мазут марки топочной 40, малозольный ГОСТ 10585-99;

• топливо нефтяное – мазут марки топочной 100, малозольный ГОСТ 10585-99;

• топливо газоконденсатное – мазут марки 40 ГКТ ТУ 5210-060-05780913-98;

• топливо газоконденсатное – мазут марки 100 ГКТ ТУ 5210-060-05780913-98;

• газ горючий природный для промышленного и коммунально-бытового назначения ГОСТ 5542-87;

• газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам ГОСТ 51.40-93;

• газ кислый СТП05780913.4.6-2002;

• газ углеводородный сжиженный топливный марки ПБТ ГОСТ Р 52087-2003;

• газ углеводородный сжиженный топливный марки ПБА ГОСТ Р 52087-2003;

• газ углеводородный сжиженный топливный марки ПА ГОСТ Р 52087-2003;

• фракция бензиновая Н.К.-62 С АГПЗ ТУ 0172-049-05780913-2007-08-14;

• сера техническая газовая жидкая ГОСТ 127.1-93;

• сера техническая газовая комовая ГОСТ 127.1-93;

• сера техническая газовая гранулированная марки Н ТУ 2112-134-31323949-2005;