Анализ производственных процессов ЗАО "Ванкорнефть"

Размещено на http://allbest.ru

СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт нефти и газа

Базовая кафедра химии и технологии природных энергоносителей и углеродных материалов

ОТЧЕТ О ПРАКТИКЕ

Анализ производственных процессов ЗАО «Ванкорнефть»

Красноярск 2014



Содержание

Введение

1. Общая характеристика производственного объекта

1.1 Краткие параметры установки

1.2 Месторасположение установки

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

3. Описание технологического процесса и технологической схемы

3.1 Описание технологического процесса

3.2 Описание технологической схемы

3.2.1 Установка производства дизельного топлива

3.2.2 Факельная система

3.2.3 Снабжение топливным газом

3.2.4 Снабжение воздухом КИП

3.2.5 Снабжение инертным газом (азотом)

3.2.6 Электроснабжение

3.2.7 Дренаж аппаратов

3.2.8 Технологический парк

4. Аналитический контроль технологического процесса

5. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации и переработки

5.1 Выбросы в атмосферу

5.2 Сточные воды

Заключение

Список использованных источников



Введение

ЗАО «Ванкорнефть» - дочернее предприятие ОАО «НК «Роснефть», образовано в 2004г. для освоения Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения - крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 416,5 кв. км. Начальные извлекаемые запасы Ванкорского месторождения по состоянию на 1 января 2014 г. составляют 500 млн. тонн нефти и конденсата, 182 млрд. кубометров газа (природный + растворенный).

Целью моей работы было изучение технологического и аппаратурного оформления установки АТ по схеме с однократным испарением и однократной ректификацией. В результате практики были приобретены навыки проведения анализов скважинной нефти и воды. А также для студентов была организована экскурсия в Цех выработки дизельного топлива (ЦВДТ), где подробно рассказали и показали как работает установка производства дизельного топлива (УПДТ). Поэтому в отчете я описываю технологический процесс и технологическую схему УПДТ.



1. Общая характеристика производственного объекта

1.1 Краткие параметры установки

Установка производства дизельного топлива выполнена в одну технологическую линию, спроектирована и поставлена в блочно-комплектном исполнении.

Контроль и управление технологическим процессом установки осуществляется из единой операторной.

Номинальная расчетная производительность установки 50 000 тонн в год по дизельному топливу при работе установки 340 дней в году. Периодичность капитального ремонта - 1 раз в год, продолжительностью 25 дней.

В качестве сырья, используемого в технологическом процессе, принимаются нефти Яковлевского горизонта, Нижнехетского горизонта и смеси нефтей (в пропорции 40% нефти Яковлевского горизонта и 60% нефти Нижнехетского горизонта).

Основным продуктом, получаемом на установке, является дизельное топливо марок «З» и «А» в соответствии с требованиями ГОСТ 305-82.

Попутные продукты процесса:

- нафта (прямогонный бензин);

- кубовый остаток;

- углеводородный газ (газ отдувки).

1.2 Месторасположение установки

Площадка УПДТ, расположена в центральной части Ванкорского месторождения, в двух с половиной километрах южнее причала, построенного на реке Большая Хета в районе впадения реки Лодочной. Площадка под установку производства дизельного топлива расположена в северо-западной части территории, отведенной под проектирование ОБП и ЦПС, в одном километре юго-восточнее разведочной скважины №9, в двух километрах трехстах метрах северо-восточнее газовых скважин №14 и 14А.



2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Характеристики исходного сырья, применяемых материалов, реагентов и продукции установки производства дизельного топлива приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
Нефть	Плотность при 20 °С, кг/мі	824..880	Сырье установки
	Молярная масса, кг/кмоль	213..234
	Массовая доля в нефти, % - твердых парафинов - смол силикагелевых - асфальтенов	2,2..2,8 7,4..9,2 до 0,1
	Кинематическая вязкость нефти, ммІ/с: - при 20 °С - при 50 °С	5,6..16,6 2,0..5,4
	Углеводородный состав, % - метан - этан - пропан - и-бутан - н-бутан - и-пентан - н-пентан - гексан и выше	отс. отс. 0,022 0,089 0,152 0,323 99,158
Топливо дизельное зимнее	Цетановое число,	не менее 45	Для собственных нужд. Топливо для автотранспорта
	Фракционный состав: - 50% перегоняется при температуре, °С - 96% перегоняется при температуре, °С	не выше 280 не выше 340
	Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с (сСт)	1,8..5,0
	Температура застывания, °С, не выше, для климатической зоны: - умеренной - холодной	не выше минус 35 не выше минус 45
	Температура помутнения, °С, для климатической зоны. - умеренной - холодной	не выше минус 25 не выше минус 35
	Плотность при 20 °С, кг/м3	не более 840
	Массовая доля серы, %, в топливе: - вида I - вида II	не более 0,2 не более 0,05
	Массовая доля меркаптановой серы, %	не более 0,01
	Содержание сероводорода	отс
	Испытание на медной пластинке	выдерживает
	Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отс
	Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 топлива,	не более 30
	Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива,	не более 5
	Йодное число, г йода на 100 г топлива,	не более 6
	Зольность, %,	не более 0,01
	Коксуемость, 10%-ного остатка, %,	не более 0,3
	Коэффициент фильтруемости,	не более 3
	Предельная температура фильтруемости, °С,	-
	Массовая доля, %: - механических примесей - воды	отс отс
	Температура вспышки в закрытом тигле, °С: для дизелей общего назначения	не ниже 35
Топливо дизельное арктическое	Цетановое число, не менее	45	Для собственных нужд. Топливо для автотранспорта
	Фракционный состав: - 50% перегоняется при температуре, °С - 96% перегоняется при температуре, °С	не выше 255 не выше 330
	Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с (сСт)	1,5..4,0
	Температура застывания, °С, для климатической зоны: - умеренной - холодной	- не выше минус 55
	Плотность при 20 оС, кг/м3	не более 830
Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
Природный газ	Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/ м3), при 20 °С, 101,325 кПа,	не менее 31,8 (7600)	Топливный газ для печи Н-101
	Массовая концентрация сероводорода, г/м3	не более 0,02
	Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3	не более 0,036
	Объемная доля кислорода,%,	не более 1,0
	Масса механических примесей в 1 м3, г.,	не более 0,001
Инертный газ - азот	Объёмная доля кислорода, %,	не более 1,0	Для аварийной продувки печи, подготовки оборудования к ремонту
	Точка росы по влаге, єС,	минус 60
	Содержание масла	отсутствие
Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
Кубовый остаток	Плотность при 20 °С, кг/м3,	860,0 - 900,0	Попутный продукт переработки нефти
	Условная вязкость при 80 °С, градус ВУ	не более 12
	Температура вспышки, °С,	не ниже 110
	Температура застывания, °С,	не выше 42
	Массовая доля серы, %,	не более 0,05
Ингибитор коррозии DODIGEN 481	Плотность при 20 °С, кг/м3,	не выше 940	Ингибитор коррозии
	Температура застывания, °С	не выше -32
	Температура вспышки, °С	не ниже 80
Нейтрализатор DODICOR 1830	Плотность при 20 °С, кг/м3,	Около 860	Нейтрализатор
	Температура застывания, °С	не выше -30
	Температура вспышки, °С	не ниже 28



3. Описание технологического процесса и технологической схемы

3.1 Описание технологического процесса

Ректификация - разделение смесей жидкостей, основанное на неоднократном испарении жидкостей и конденсации паров, образующиеся при перегонке пары конденсируются и в виде флегмы подаются навстречу пару. В результате тепло-массообмена между паром и флегмой, пары дополнительно обогащаются высококипящими компонентами, а жидкость обогащается низкокипящими компонентами, это позволяет избирательно извлекать углеводороды с заданным интервалом температур кипения из углеводородной смеси.

В технологическом процессе, на установке, ректификация проводится в вертикальном двух-насадочном ректификационном аппарате (колонне) первичной атмосферной перегонки. Процесс ректификации происходит на слое нерегулярной (неструктурированной) насадки. Нерегулярная насадка обеспечивает более обширную площадь поверхности контакта между парами и жидкостью, что улучшает массообмен между паровой и жидкой фазой.

Температурный профиль ректификационной колонны изменяется следующим образом: в нижней части колонны температура самая высокая, по ходу движения паров от нижней части к верхней температура уменьшается, и в верхней части колонны температура самая низкая.

Для смеси нефтей Ванкорской группы месторождений, типичный профиль температур при эксплуатации ректификационной колонны изменяется следующим образом:

- 340..370 єC в кубе колонны;

- 210..260 єC в средней секции колонны;

- 130..180 єC на верху колонны.

Это так называемый вертикальный профиль охлаждения, который вызывает конденсацию испарившихся компонентов сырой нефти на определенных высотных отметках колонны.

С установки производства дизельного топлива выводятся:

- целевой продукт: дизельное топливо;

- побочные продукты: нафта и кубовый остаток.

Нафта представляет собой смесь различных компонентов сырой нефти, которые выкипают в диапазоне 40..180 єC. Пары выходят с верха ректификационной колонны и конденсируются в аппарате воздушного охлаждения за счет теплообмена с окружающей средой. Балансовую часть охлажденной нафты направляют обратно в верхнюю часть колонны для орошения верхней секции колонны и для поддержания в колонне требуемого температурного профиля.

При атмосферных условиях диапазон температур кипения продуктового дизельного топлива находится между 160..340 єC. Дизельное топливо выводится с «полуглухой» тарелки, расположенной в средней части колонны первичной перегонки нефти, в стрипинг-секцию.

Кубовый остаток - самый тяжелый выводимый из колонны продукт. В основном в нем содержатся углеводороды, которые при данной температуре не могут перейти в парообразное состояние.

3.2 Описание технологической схемы

3.2.1 Установка производства дизельного топлива

Подача сырья (сырой нефти) на УПДТ осуществляться насосами поз. Р-120/1,2, расположенными в блок-боксе, из которых один рабочий второй резервный, расходом 13,3..26,7 м³/час и с давлением 1,4 МПа из резервуарного парка ЦПС через узел учета нефти (СИКН) и далее в электродегидратор (ЭДГ) поз. VTR-101.

Перед электродегидратором поз. VTR-101 в сырую нефть насосами Р-121/1,2 подается промывочная вода из резервуара производственной воды поз. V-5. Расход воды настраивается пропорционально расходу нефти в соотношении 1:10.

После прохождения узла учета СИКН сырье через клапан нагрузки УПДТ поз. FCV-102 подается на установку. Расход подаваемого сырья контролируется по прибору поз. FIRCS-102 и составляет 13,3..26,7 м³/час. Предусмотрена защитная блокировка при понижении расхода до 7,95 м³/час с закрытием клапана поз. FCV-102. Защитой от превышения давления в трубопроводе сырой нефти является предохранительный клапан поз. HSV-102 с установочным давлением 1,58 МПа, установленный после расходомерного узла поз. FIRCSА-102.

Затем сырая нефть подается в теплообменник поз. Е-101А, где посредством теплообмена с кубовым остатком, подаваемым из куба колонны поз. Т-101 с температурой 365 °С, нагревается приблизительно до 120 °С.

В теплообменнике поз. Е-101А контролируются следующие параметры:

- температура ТI-102 и давление РI-101 на входе нефти;

- температура ТI-105, ТIR-112 и давление РI-103 на входе кубового остатка;

- температура ТI-106 и давление РI-106 на выходе нефти;

- давление РI-104 на выходе кубового остатка.

Далее сырье подается в узел смешивания поз. М-101, где происходит перемешивание нефти и воды, и далее в электродегидратор поз. VTR-101. Подача воды в узел смешивания в количестве 1,5..2,8 мі/час осуществляется насосами производственного водоснабжения поз. Р-121/1,2, расположенными в блок-боксе, из резервуара запаса воды поз. V-5, объемом 100 м³. Уровень жидкости (уровень раздела фаз) в ЭДГ контролируется по прибору LIRC-1-7 и регулируется клапаном LCV-101-9 за счет слива выделенной воды в линию некондиции, после чего обезвоженная нефть поступает в теплообменник поз. Е-101В, где посредством теплообмена с кубовым остатком, подаваемым из куба колонны поз. Т-101, нагревается до температуры 210 °С.

В теплообменнике Е-101В контролируются следующие параметры:

- температура ТI-127 и давление РI-147 на входе нефти;

- температура ТI-101 и давление РI-102 на выходе нефти;

- температура ТI-103 давление РI-105 на выходе кубового остатка.

Кубовый остаток с температурой 90 єС откачивается насосами поз. Р-122/А,В смешивается с нафтой и через аппарат воздушного охлаждения поз. АЕ-102, охладившись до 65 єС, выводится на ЦПС.

Дальнейший нагрев сырья осуществляется в печи подогрева поз. Н-101. Печь (огневой подогреватель) поз. Н-101 вертикального типа, предназначена для нагрева и частичного испарения нефти, прокачиваемой через змеевики печи. Таким образом, осуществляется подвод тепла и поддерживается температура в кубе колонны поз. Т-101 в интервале 343..370 єС.

Печь поз. Н-101 состоит из камер двух типов: радиантной и конвекционной. Радиантная камера представляет собой полый, теплоизолированный изнутри металлический цилиндр. Внутри радиантной камеры по периферии помещен продуктовый змеевик. Непосредственно над радиантной камерой установлена коробчатая конвекционная камера, внутри которой помещены горизонтальные теплообменные трубки.

Нагрев нефти в змеевике печи осуществляется за счет сжигания топливного газа в радиантной камере на 3 рабочих горелках, расположенных в подовой части печи. Горелки включают в себя так же запальные горелки для розжига основных. Кроме того, проектом предусмотрена возможность подачи отпарного газа из рефлюксной емкости поз. V-101 через сепаратор V-102. Для контроля за работой горелок предусмотрены датчики наличия пламени поз. BAS-1280/А,В,С. При погасании любой из горелок происходит аварийный останов печи.

Природный газ через узел учета газа (СИКГ) с расходом до 800 м³/час и давлением 0,4..0,6 МПа поступает на установку, после чего редуцируется клапаном поз. PCV-1280А до 0,276 МПа (с защитной блокировкой по прибору поз. РIRSA-1280А) и распределяется на три рабочих горелки. Второй поток газа через редуцирующий клапан поз. PCV-1280В с давлением 0,103 МПа поступает на запальные горелки.

На линии топливного газа к основным горелкам расположены:

- клапан поз. TCV-1280, регулирующий температуру нефти на выходе с коррекцией по температуре дымовых газов;

- манометр для измерения давления после клапана поз. РI-1280А;

- клапан-отсекатель поз. SSOV-1280А;

- манометр для измерения давления после клапана-отсекателя поз. РI-1280Н;

- клапан-отсекатель на линии сброса давления в атмосферу поз. SVV-1280В;

- датчик давления перед горелками поз. РIRSA-1280В;

- манометр для измерения давления перед горелками поз. РI-1280В;

- клапаны-отсекатели на каждую горелку поз. SSOV-1280С/U/R.

На лини топливного газа к запальным горелкам расположены:

- клапан-отсекатель поз. SSOV-1280D;

- манометр для измерения давления после клапана поз. РI-1280C;

- клапан-отсекатель на линии сброса давления в атмосферу поз. SVV-1280Е;

- манометр для измерения давления после клапана-отсекателя поз. РI-1280G;

- клапаны-отсекатели на каждую горелку поз. SSOV-1280H/G/F.

Естественной тягой дымовой трубы обеспечивается удаление дымовых газов и разрежение в печи поз. Н-101, которое регулируется поворотным шибером вручную, контролируется по приборам поз. DG-1280А/В/С и должно составлять не менее 7,5 мм вод.ст.

Нагретое в теплообменнике Е-101А/В сырье подается в змеевик верхней (конвекционной) части печи, где, за счет теплообмена с дымовыми газами, нагревается до температуры 200..220 єС, после чего в змеевиках нижней (радиантной) части печи, за счет сжигания топливного газа, нагревается до температуры 370 єС. В змеевиках печи сырье частично испаряется, так что на выходе идет двухфазный парожидкостной поток с температурой не выше 370 °С, который затем направляется на фракционирование в атмосферную колонну поз. Т-101.

При эксплуатации печи поз. Н-101 ведется контроль следующих параметров:

- давление поз. РI-1280J на входе нефти в конвекционный змеевик;

- давление поз. РI-1280К на выходе нефти из конвекционного змеевика;

- давление поз. РI-1280L на выходе нефти из радиантного змеевика;

- поверхностная температура стенки радиантного змеевика поз. ТIRS-1280C;

- температура поз. ТIRSА-1280D на выходе нефти из радиантного змеевика.

Двухфазный сырьевой поток подается в ректификационную колонну поз. Т-101. В средней части колонны расположены два слоя нерегулярной насадки, между которыми расположена распределительная тарелка. Образовавшиеся пары нефти, поднимаясь вверх по колонне, охлаждаясь и конденсируясь на верхнем слое насадки, превращаются в дизельный дистиллят и по тарелке попадают в стриппинг-секцию с температурой не выше 260 єС. Неиспарившаяся часть потока (тяжелый остаток) выводится снизу колонны.

Дизельная фракция (дистиллят) откачивается насосами поз. Р-124А/В через аппарат воздушного охлаждения поз. АЕ-103, в технологический парк (два резервуара, объемом 5000 мі каждый), далее через узел учета дизельного топлива (СИКДт) направляется на базу ГСМ.

Кубовый остаток отбирается насосами поз. Р-122А/В из куба атмосферной колонны, прокачивается через теплообменники поз. Е-101/А,В и выводится через узел учета кубового остатка (СИККо) в резервуары ЦПС.

Для контроля работы колонны предусмотрены:

- уровнемерное стекло поз. LI-114 и прибор поз. LIRC-113 для контроля и регулирования уровня жидкости в кубе;

- манометр поз. PI-113 для контроля давления в кубе;

- датчик поз. TIRC-103 для контроля и регулирования температуры верха колонны;

- уровнемерное стекло поз. LI-112 и прибор поз. LIRC-111 для контроля и регулирования уровня жидкости в стриппинг-секции;

- датчик поз. TIRC-111 для контроля и регулирования температуры в стриппинг-секции;

- манометр поз. PI-111 для контроля давления в стриппинг-секции;

Защитой от превышения давления является сдвоенный предохранительный клапан СППК PSV-110А/В с установочным давлением 0,35 МПа, установленный на шлемовой линии между колонной поз. Т-101 и аппаратом воздушного охлаждения поз. АЕ-101.

Сдвоенный предохранительный клапан состоит из двух одиночных клапанов объединенных в единую сборку. В процессе эксплуатации установки в работе находится один из сдвоенных клапанов PSV-110А/В, второй клапан находится в резерве. Ручная запорная арматура расположенная на входе и выходе рабочего СППК PSV-110А/В должна быть полностью открыта и опломбирована.

Образовавшаяся при перегонке нефти газовая фаза (верхний погон) из верха колонны с температурой 120..180 єС поступает в аппарат воздушного охлаждения поз. АЕ-101, где конденсируется и охлаждается до температуры 45..85 єС. Далее сконденсировавшийся верхний погон поступает в рефлюксную емкость поз. V-101. В рефлюксной емкости происходит разделение конденсата на нафту и кислую воду.

Отделение кислой воды происходит путем ее осаждения при отстое в сборнике кислой воды. Периодически, по мере накопления, кислая вода дренируется в емкость поз. V-2.

Откачиваемая из рефлюксной емкости насосами поз. Р-123А/В нафта делится на два потока. Основной поток с расходом 5..20 мі/час идет на орошение колонны, контролируется по прибору поз. FIRC-103 и регулируется клапаном поз. FCV-103. Второй поток через клапан поз. LCV-101, регулирующий уровень в рефлюксной емкости, смешивается с потоком кубового остатка, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения поз. АЕ-102 и через узел учета СИККо выводится за пределы установки (на УПН - по временной схеме, на ЦПС - по постоянной).

Давление в рефлюксной емкости поз. V-101 0,12..0,16 МПа регулируется клапаном поз. PCV-118С путем отвода неконденсируемых углеводородных паров в сепаратор отходящего газа поз. V-102, избыток неконденсируемых углеводородных паров с помощью регулирующего клапана PCV-118В сбрасывается на факел.

Из сепаратора газа поз. V-102 неконденсируемые углеводородные пары подаются на сжигание на вторую горелку печи поз. Н-101.

Для контроля работы рефлюксной емкости поз. V-101 предусмотрены:

- уровнемерное стекло поз. LI-102 и прибор поз. LIRC-101 для контроля и регулирования уровня жидкости;

- манометр поз. PI-112 для контроля давления в емкости;

- датчик давления поз. РIRC-118 для контроля и регулирования давления в емкости;

- термометр поз. ТI-107 и манометр поз. РI-120 на выходе нафты из емкости.



3.2.2 Факельная система

Факельная система состоит из факельной установки, факельного сепаратора и дренажной емкости и предусмотрена для утилизации углеводородных газов при срабатывании предохранительного клапана поз. PSV-110А/В и работе регулятора давления поз. PCV-118В рефлюксной емкости поз. V-101. Для исключения возможности образования взрывоопасной смеси предусмотрена постоянная продувка факельного коллектора топливным газом, в аварийных случаях, при снижении расхода топливного газа ниже 1,5 м³/час - азотом.

При работе факельной системы предусмотрен контроль следующих параметров:

- наличие пламени на горелках факела на местном пульте управления (ПУМ);

- давление в факельном сепараторе поз. V-103 по месту поз. PI 7-1

- уровень в факельном сепараторе с сигнализацией максимального поз. LIRA 7-2;

- уровень в дренажной емкости с сигнализацией минимального и максимального поз.LIRA-21-12,13.

3.2.3 Снабжение топливным газом

Топливный газ с давлением 0,3..0,6 МПа подается с установки подготовки топливного газа ЦПС через узел учета СИКГ. В узле учета топливный газ делится на три потока. Первый поток идет в блок печи поз. Н-101, на запальные и основные горелки, второй на продувку факельного коллектора, третий, через блок запально-регулирующий (БЗР), на розжиг горелок факела.

3.2.4 Снабжение воздухом КИП

Воздух КИП с давлением 0,4 МПа для обеспечения управления технологическим процессом подается от модульной компрессорной станции.

Компрессорная станция поз. КМ-103 (по классификации завода-изготовителя - МКС-4,6/4) предназначена для обеспечения сжатым воздухом УПДТ и состоит из винтовой компрессорной установки, сепаратора-влагомаслоотделителя (циклонного типа, удаляет капельную влагу и крупные частицы до 5 мкм), адсорбционного осушителя, 3-х ресиверов объемом 0,430 м³ каждый и регулятора давления редуцирующего типа, понижающего давление с 0,8 до 0,4 МПа, рессивера воздуха поз. V-105 объемом 25 м³. Работа КМ-103 полностью автономна, с контролем включения/отключения компрессоров.

3.2.5 Снабжение инертным газом (азотом)

Инертный газ (азот) с давлением 0,345 МПа, необходимый для продувки, инертизации систем, подготовки оборудования к ремонту, подается от модульной азотной станции.

Азотная станция поз. КМ-102 (по классификации завода изготовителя - МКС) предназначена для обеспечения азотом УПДТ и состоит из винтовой компрессорной установки, магистрального фильтра, адсорбционного осушителя, ресивера объемом 0,430 м³, угольного адсорбера и регулятора давления. Выработка азота происходит в газоразделительном блоке.

Хранение запаса азота осуществляется в двух азотных ресиверах поз. V-104/1,2, объемом 16 мі каждый. При возникновении аварийной ситуации в печи поз. Н-101 предусмотрена подача азота в топочное пространство и змеевик печи. Кроме того, предусмотрена подача азота высокого давления до 0,8 МПа для передавливания жидкости из аварийной емкости поз.V-4 в линию некондиции. Работа КМ-102 полностью автономна, с контролем включения/отключения компрессоров.

Давление азота в ресиверах поз. V-104/1,2 контролируется приборами поз.5-PIR1, 5-PIR2 соответственно.



3.2.6 Электроснабжение

Внешнее электроснабжение предусмотрено двумя кабельными линиями 10 кВ. Внутренне электроснабжение осуществляется от трансформаторной подстанции 2КТПП-10/0,4 -У3, распределение по потребителям - от ЗРУ. Также в ЗРУ предусмотрен ИБП с отходящими фидерами для питания потребителей особой группы 1 категории электроснабжения и ответственных потребителей 1 категории электроснабжения.

В составе электроприемников первой категории выделяется особая группа потребителей и ответственных потребителей 1 категории электроснабжения. Эти потребители запитываются от агрегата бесперебойного питания с аккумуляторной батареей.

Потребителями гарантированного питания напряжением 380/220 В являются:

- электроприводы шаровых кранов;

- система автоматики;

- аварийное освещение.

Ёмкость АБ выбрана из условия питания потребителей гарантированного питания в течении 6 часов (автоматика, аварийное освещение) и 0,2 часа (технологические нагрузки) при отключении основных источников напряжения 380/220В. Для резервирования питания электрообогрева предусмотрена дизельная электростанция (ДЭС). Пуск ДЭС происходит автоматически при потере электропитания на обоих вводах.

3.2.7 Дренаж аппаратов

При подготовке к ремонту трубопроводов, аппаратов, сосудов для дренажа предусмотрены дренажные емкости поз.V-2 (объемом 12,5 м³) и V-8 (объемом 8 м³). Емкости оборудованы укрытиями с локальной системой управления (ЛСУ).

Емкость V-2 предназначена для приема дренажных стоков узлов учета газа, нефти и кубового остатка, дренажных стоков установки Ventech, технологической насосной перекачки дизельного топлива и узла учета дизельного топлива с последующей откачкой по линии некондиции на ЦПС.

Емкость V-3 предназначена для приема конденсата из факельного сепаратора V-103 и факельного ствола XU-101 с последующей откачкой по линии некондиции на ЦПС.

Емкость V-4 предназначена для приема горячих продуктов установки при авариях. Освобождение емкости производится путем передавливания азотом на ЦПС. Емкость V-7 предназначена для приема промливневых стоков с территории установки и площадок под аппаратами с последующей откачкой по отдельной линии на очистные сооружения в составе ЦПС.

Емкость V-8 предназначена для приема дренажных стоков от насосной нефти с ЦПС, трубопроводов нефти и некондиции при подготовке их к ремонту с последующей откачкой по линии некондиции на ЦПС.

Для регулирования уровня в емкостях предусмотрены погружные насосы, с автоматическим включением по максимальному и отключением по минимальному уровням. ЛСУ предусматривает контроль температуры в емкостях с сигнализацией максимального и минимального значения, уровня в емкостях с сигнализацией верхнего аварийного уровня, давления на выходе насоса с сигнализацией высокого давления.

Предусмотрена индикация работы насоса, вентиляции, отопления и нагревателя в емкости, температуры воздуха в блок-боксе. Выводятся аварийные сообщения при пожаре, загазованности 20 % и 50 %. Возможен дистанционный пуск и останов насосов.

3.2.8 Технологический парк

Прием и хранение дизельного топлива, выработанного на установке производства дизельного топлива, осуществляется в двух резервуарах технологического парка поз. Т(Р)-101/1,2 объемом 5 000 м³ каждый. Один из резервуаров используется для приготовления товарного дизельного топлива, второй - для отстоя, хранения и последующей перекачки на базу ГСМ.



4. Аналитический контроль технологического процесса

Параметры и периодичность аналитического контроля представлены в Таблице 2.

Таблица 2 - Параметры и периодичность аналитического контроля

№	Наименование стадии процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы (место установки средства измерения)	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика анализа, ГОСТ, ОСТ)
1	Нефть на входе УПДТ	СИКН	Фракционный состав (Т н.к., объем фракций,), не менее до 200 °С до 300 °С Массовая доля воды, % об. Содержание хлоридов, мг/дм3 Плотность, кг/м3	ГОСТ 2177-99 ГОСТ 2477-82 ГОСТ 21534-76 ГОСТ 3900-85
2	Нафта	Рефлюксная емкость V-101	Фракционный состав: НК, °С КК, °С Плотность, кг/м3	ГОСТ 2177-99 ГОСТ 51069-97
3	Кислая вода	Рефлюксная емкость V-101	Водородный показатель, рН Удельная электропроводность Содержание железа, мг/л Сульфат-ионы, мг/л Хлорид-ионы, мг/л	Экспресс-анализ РД 39-23-1055-84 экспресс-анализ
4	Кубовый остаток	СИККо	Плотность при 20 °С, кг/мі Фракционный состав НК, °С выход светлых, % Вязкость при 80 °С, сСт	ГОСТ 3900-85 ГОСТ 2177-99 ГОСТ 33-2000
5	Углеводородный газ	Рефлюксная емкость V-101	Плотность Углеводородный состав	ГОСТ 22667-82 ГОСТ 23781-87
6	Дизельное топливо на выходе с УПДТ	СИКДт	Фракционный состав 50% перегоняется при, °С 95% перегоняется при, °С Плотность при 20 °С, кг/см3 Температура вспышки в закрытом тигле, _С Температура помутнения, _С Температура застывания, _С Содержание воды Содержание механических примесей,	ГОСТ 2177-99 ГОСТ 3900-85 ASTM D93 ГОСТ 6356-75 ASTM D 2500 ГОСТ 5066-91 ГОСТ 20287-91 ГОСТ 2477-65 ГОСТ 6370-83
7	Дизельное топливо из технологических резервуаров	Т(Р)-101/1,2	Плотность при 20 °С, кг/мі Температура вспышки в закрытом тигле, _С Температура помутнения, _С Температура застывания, °С Фракционный состав 50% перегоняется при, °С 95% перегоняется при, °С Содержание воды Массовая доля серы, % Содержание механических примесей Кинематическая вязкость при 20 °С, сСт Цетановое число Массовая доля меркаптановой серы, %	ГОСТ 3900-85 ASTM D93 ГОСТ 6356-75 ASTM D 2500 ГОСТ 5066-91 ГОСТ 20287-91 ГОСТ 2177-99 ГОСТ 20287-65 ГОСТ 19121-73 ГОСТ 6370-83 ГОСТ 33-2000 ГОСТ 27768-88 ГОСТ 17323-71 ГОСТ 17323-71 ГОСТ 6307-75



5. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации и переработки

5.1 Выбросы в атмосферу

Основными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу на УПДТ являются печь нагрева поз. Н-101, факельная установка, где в качестве топлива используется топливный газ.

Продукты сгорания газа - окиси азота, углерода, предельные углеводороды, сажа - являются вредными веществами, загрязняющими атмосферный воздух. Эффектом суммации вышеуказанные вещества не обладают. Прямые выбросы газа на установке отсутствуют. Сбросы с предохранительных клапанов аппаратов и трубопроводов при остановке на ремонт и в аварийных ситуациях осуществляются на факел. Возможны пропуски углеводородов в атмосферу через неплотности фланцевых соединений, регулирующей и запорной арматуры (учитываются при расчете выбросов).

С целью предотвращения выбросов в окружающую среду на УПДТ приняты следующие технические решения:

- все оборудование имеет герметичные уплотнения;

- запорная арматура имеет класс герметичности А;

- площадка УПДТ оборудована газоанализаторами, оповещающими персонал установки об утечке вредных газообразных веществ, предусмотрена ПАЗ при срабатывании датчиков загазованности.

5.2 Сточные воды

Для обеспечения персонала УПДТ необходимым количеством воды проектом предусмотрены 4 емкости запаса питьевой воды общим объемом 4 мі.

Для сбора бытовых стоков проектом предусмотрена емкость сбора бытовых стоков V-6. В целях рационального использования водных ресурсов и охраны вод от загрязнения предусмотрены следующие мероприятия:

- проезд обслуживающего транспорта осуществлять только в пределах разрешенных дорог;

- полная герметизация технологических процессов;

- регулярное выполнение ремонтно-профилактических работ согласно утвержденному графику.

При строительстве и эксплуатации масса сброса загрязняющих веществ с неорганизованным стоком дождевых вод в пределах установленных лимитов составила 3,704 т.



Заключение

технологический дизельный топливо производственный

Целью производственной практики было изучение технологического и аппаратурного оформления установки по схеме с однократным испарением и однократной ректификацией в условиях ЗАО «Ванкорнефть»

В процессе работы я была ознакомлена с общей характеристикой производственного объекта, характеристикой исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции. Изучила технологический процесс и технологическую схему установки производства дизельного топлива. Познакомилась с параметрами и периодичностью аналитического контроля технологического процесса. Узнала какие отходы присутствуют при производстве продукции, методы их утилизации и переработки.



Список использованных источников

1. Руководство по эксплуатации. Установка переработки дизельного топлива. - Введ. 29.10.2007. - Компания «Вентек инжинирс интернешл корп.», 2007. - 118 с.

2. СТО 4.2-07-2014 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной деятельности. - Введ. 09.01.2014. - Красноярск : ИПК СФУ, 2014. - 60 с.

3. П1-02.02 ТР-0001 ЮЛ-054 Технологический регламент установки производства дизельного топлива - Красноярск: ЗАО «Ванкорнефть», 2010. - 133 с.

4. Хорольская, М.А. Производственная практика: учеб.-метод. пособие по организации и проведению производственной практики для специальности 240403.65 «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов» / сост. М.А. Хорольская. - Красноярск: СФУ, 2013. - 32 с.

Размещено на Allbest.ru

...