Регламент УПГ 1. Наименование раздела
 Скачать 1.82 Mb.
|
|
Объем заполнения адсорбента в адсорбере М-107 – 26,6 м3, количество адсорберов – 12, норма расхода адсорбента – 0,037 кг/тыс.м3. 2.4. Смазочные масла. На установках компримирования и переработки газа используется несколько марок смазочных масел и консистентных смазок для смазки и уплотнения узлов компрессоров, турбодетандеров и газодувок, смазки подшипников насосов и вентиляторов, смазки редукторов и электродвигателей насосов, холодильников, держателей лопастей холодильников и конденсаторов. 2.4.1. Масло Тп-22с Масло Тп-22с применяется в системах смазки и уплотнения компрессоров С-101/106 А,В, С-102/103 А,В, С-104. Согласно ТУ 38.101821-83 имеет следующие показатели качества: Таблица 14
В системах смазки и уплотнения данных компрессоров может также применяться масло марки ТП-22 по ГОСТ 9972-74. 2.4.2. Масло ХА-30. Масло ХА-30 по ГОСТ 5546-86 применяется в системах смазки и уплотнения газодувок В-102 А,В. Согласно ГОСТ 5546-86 имеет следующие показатели качества: Таблица 15
В системах смазки и уплотнения газодувок В-102 может также применяться масло ХА-23 по ГОСТ 5546-86. 2.4.3. Масло М-6з/10Г1. Масло М-6з/10Г1 применяется в системах смазки и уплотнения турбодетандеров Х-101. Согласно ГОСТ 10541-78 имеет следующие показатели качества: Таблица 16
2.4.4. Масло К-12. Масло К-12 применяется в системах смазки воздушных компрессоров С-105. Согласно ГОСТ 1861-73 имеет следующие свойства: Таблица 17
2.4.5. Масло ТСЗ п-8. Масло ТСЗ п-8 используется для смазки подшипников центробежных насосов. Согласно ТУ 38.101313-72 имеет следующие свойства: Таблица 18
2.4.6. Масло ТАП-15. Масло ТАП-15 применяется для смазки подшипников и редукторов плунжерных насосов Р-120, Р-129. Согласно ГОСТ 23562-79 имеет следующие свойства: Таблица 19
2.4.7. Масло М-10Г2. Масло М-10Г2 применяется в системах смазки насоса с дизельным двигателем Р-111, согласно ГОСТ 8581-78 имеет следующие свойства: Таблица 20
2.4.8. Масло ТМ-9 Масло ТМ-9 применяется для смазки редукторов воздушных холодильников. Согласно ГОСТ 23652-79 имеет следующие свойства: Таблица 21
2.4.9. Смазка Литол-24 Антифрикционная многоцелевая водостойкая смазка Литол-24 предназначена для применения в узлах трения подшипников электродвигателей, насосов, газодувок, холодильников. По ГОСТ 21150-87 смазка Литол-24 отвечает требованиям, изложенным в таблице: Таблица 22
III. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА, СХЕМЫ КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ. 3.1. Подготовка нефтяного газа к переработке. (Черт. 5-010). Смесь газа I и II ступени сепарации под давлением до 1,0 кгс/см2 (максимальное) и при температуре от минус 4 до плюс 20 оС поступает в приемный сепаратор М-102. В сепараторе М-102 происходит выделение из газа влаги, капельной нефти и углеводородной жидкости. Регулирование давления газа в сепараторе М-102 производится клапаном PV-004, установленным на трубопроводе входа газа в сепаратор. Аварийное отключение поступления газа в М-102 в случае остановки завода (от кнопок HS-020,021 и при срабатывании блокировок) осуществляется автоматически электрозадвижкой ХV-074, установленной на трубопроводе входа газа в М-102. Замер количества газа, поступающего в сепаратор М-102, производится трубой Вентури, поз.FQI-001, показания расхода газа выведены в ЦПУ. Жидкость из сепаратора М-102 через клапан-регулятор LV-008 поступает в сепаратор-аккумулятор жидкости М-133, который служит для разделения воды и углеводородного конденсата. Газ из сепаратора-аккумулятора М-133 направляется в М-102, вода по мере накопления через клапан-регулятор уровня раздела фаз LV-005 сбрасывается в канализацию. Углеводородный конденсат из М-133 насосом Р-101 откачивается по системе трубопроводов на Западно-Сургутский товарный парк. 3.2. Компримирование сырого газа. (Черт. 5-011, 5-012, 5-013А, 5-013В). Газ из сепаратора М-102 поступает на прием компрессоров С-101/А,В, работающих параллельно, сжимается до давления 5,5 кгс/см2 (0,55 МПа). В зависимости от загрузки завода в работе может находиться один или два компрессора. Регулирование давления на нагнетании производится заслонкой PV-007 (PV-012), установленной на приемном трубопроводе компрессора от регулятора IIC-007 (IIC-012). Противопомпажная защита компрессора осуществляется клапаном FV-005 (FV-007), установленным на трубопроводе входа газа М-103А (М-103В), с подачей газа на прием. Расход газа после компрессоров С-101/А,В контролируется регуляторами антипомпажной защиты FIC-005,(FIC-007), установленными на щите в ЦПУ. Газ после компрессоров С-101/А,В поступает в аппараты воздушного охлаждения Е-121А,В. Температура газа на выходе Е-121А,В поддерживается путем изменения угла атаки лопастей вентиляторов №1,2 соответственно регуляторами TIC-009,018, температура воздуха в камерах АВО соответственно TIC-188,189 и TIC-190,191 изменением степени открытия створок жалюзи. Охлажденный газ из Е-121А,В с температурой 40о направляется в сепараторы М-103А,В для отделения жидкости. Углеводородный конденсат и вода из сепараторов М-103А,В через клапаны-регуляторы LV-010,012 отводится в сепаратор-аккумулятор жидкости М-133. При достижении предельно высоких уровней в сепараторах М-103А,В автоматически происходит остановка соответствующих компрессоров. При достижении аварийного уровня в М-102 останавливаются обе группы компрессоров. Газ из сепараторов М-103А,В подается на прием компрессоров С-106А,В. Компрессор С-106 имеет один привод с компрессором С-101 от синхронного электродвигателя. Газ после компрессоров С-106А,В с давлением не выше 14,5 кгс/см2 (1,45МПа) и температурой не выше 165 оС подается в аппараты воздушного охлаждения Е-101А,В, в которых охлаждается до температуры 40 – 45 оС. Температура газа на выходе Е-101 А,В регулируется соответственно TIC-012, TIC-021 изменением угла атаки лопастей вентилятора №1, температура воздуха в камерах аппаратов – TIC-011, TIC-020 изменением степени открытия створок жалюзи. Регулирование давления на нагнетании компрессоров С-106А,В производится соответственно заслонками PV-008,013, установленными на трубопроводах приема данных компрессоров. Противопомпажная защита осуществляется клапанами FV-006 (FV-008), установленными на байпасных трубопроводах с нагнетания на прием. Расход газа после компрессоров С-106А,В контролируется регуляторами антипомпажного регулирования FIC-006 (FIC-008), установленными на щите в ЦПУ. Управление клапанами PV-008 (PV-013) осуществляется от регулятора давления газа в М-132 поз.PIC-014. Охлажденный газ поступает в сепаратор М-132, где происходит отделение воды и углеводородного конденсата. Смесь углеводородного конденсата и воды из сепаратора М-132 через клапан-регулятор LV-013 отводится в сепаратор-аккумулятор жидкости М-133. Газ из сепаратора М-132 подается на прием компрессоров С-102А,В, сжимается до давления 45 – 60 кгс/см2 (4,5 – 6,0 МПа) и с температурой не выше 188оС подается в аппараты воздушного охлаждения Е-104А,В. Охлажденная в Е-104 А,В газожидкостная смесь направляется в сепаратор высокого давления М-106 для отделения углеводородного конденсата и влаги. Температура газожидкостной смеси на выходе Е-104А,В поддерживается соответственно TIC-030, TIC-033 изменением угла атаки лопастей вентиляторов №3,4, температура воздуха в камерах – соответственно TIC-162, 163, TIC-164, 165 изменением степени открытия створок жалюзи. Регулирование давления на нагнетании компрессоров С-102 А,В производится заслонками PV-018, (PV-019), установленными на приемных трубопроводах данных компрессоров. Управление заслонками PV-018 (PV-019) осуществляется от регуляторов ручного управления HIC-018, HIC-019, установленных на щите в ЦПУ. Противопомпажная защита С-102 А,В осуществляется клапанами FV-009 (FV-010), установленными на байпасных трубопроводах с нагнетания на прием. Для безопасного пуска компрессора С-102А, (С-102В) при работе компрессора С-102В (С-102А) с целью поддержания давления на нагнетании применяется клапан TV-076 (TV-097), монтаж которых выполнен на байпасе трубопровода факельного клапана XV-015, XV-016. Управление клапанами TV-076, TV-097 осуществляется от станции ручного управления HIC-76, HIC-097 со щита в ЦПУ. Выделившаяся в сепараторе М-106 жидкость через клапан-регулятор уровня LV-016 выводится в сепаратор-аккумулятор жидкости М-133. Компрессоры С-101, 102,106 защищены многочисленными устройствами сигнализации и блокировок. Сведения об этом приведены в разделе 5.2. 3.3. Прием в переработку газа из сепаратора С-9/2 УУГ. (Черт. Технологическая схема подачи газа Лянторских КС на прием С-103 УПГ) Компримированный газ с Лянторских КС-1,2 с давлением до 26,0 кгс/см2 и температурой до +20оС из сепаратора С-9/2 УУГ газ по трубопроводу Ду 500 мм через узел замера FT-921 поступает в сепараторы М-101/1,2 на установки переработки газа №1,2. Излишки газа через регулирующий узел PV-920 поставляются через ГРС ОАО «Сургутнефтегаз» на Сургутские ГРЭС-1,2. Регулирующий узел PV-920 работает в двух режимах: режим перепуска газа при неработающих компрессорах С-103А, режим загрузки одного или двух компрессоров С-103А. Основное назначение регулирующего клапана – PV-920 – стабилизация давления газа на прием компрессоров С-103А методом перепуска излишков газа из С-9/2 на ГРС. Регулирующий клапан PV-920 – шаровой клапан с пневматическим приводом с ручным дублером. Исполнение клапана – «НО». Управление клапаном осуществляется с регуляторов PIC-920/1,2 старшими машинистами УПГ в зависимости от режима работы компрессоров. В случае плановых или аварийных остановок компрессоров С-103А/1,2 клапан PV-920 в автоматическом режиме поддерживает давление в системе С-9/2 – М-101/1,2 в соответствии с заданием регуляторов PIC-920/1,2, находящихся в ЦПУ. При неисправности КИП и А на клапане предусмотрен ручной штурвал, с помощью которого можно изменять положение клапана. Взаимодействие между персоналом УВСИНГ и УПГ при различных режимах работы С-103А определяется эксплуатационной инструкцией. В ЦПУ предусмотрен регистратор давления PR-920 и сигнализация предельных значений давления PSH-920, PSL-920. Учет количества газа, поступающего от С-9/2 на прием установок переработки газа №1 и №2, ведет вычислитель расхода FQI-920 (СПГ761 фирмы «Логика») от датчика давления PT-921, датчика температуры TT-921 и датчика перепада давления на диафрагме FT-921, компонентный состав газа вводится в вычислитель периодически, по результатам анализа газа, выполненным химлабораторией. В сепараторах М-101/1,2 происходит отделение углеводородного конденсата. Выделившийся углеводородный конденсат по уровню LT-101 откачивается в сепаратор-аккумулятор жидкости соответствующей установки. Необходимый уровень в сепараторе поддерживает регулятор LIC-101 с помощью клапана LV-101, с сигнализацией максимального LSH-101 и минимального LSL-101 уровней в ЦПУ. При достижении предельно высокого уровня (LSHH-101/1,2) происходит аварийная остановка соответствующих компрессоров С-103А. Из сепараторов М-101/1,2 газ поступает на прием компрессоров С-103А. Компрессоры С-103А/1,2 защищены от помпажа клапанами FV-053/1,2 по давлению на нагнетании компрессоров (PT-046). В ЦПУ предусмотрена сигнализация PSH-046 и регистрация PR-046 давления на нагнетании компрессоров. Управление загрузкой компрессоров С-103А/1,2 осуществляется заслонками FV-055А от регулятора давления газа PT-503 на нагнетании компрессора. Динамика расхода газа через компрессоры С-103А/1,2 определяется позицией FI-503, диафрагма FE-503 установлена после задвижки № 86 и обратного клапана. В ЦПУ предусмотрена регистрация расхода газа FR-503, а также сигнализация и регистрация загрузки электродвигателя СМ-102 IAH-003, IR-003. Контроль температуры газа после С-103 выполнен согласно первоначальному проекту автоматизации. Предусмотрена сигнализация TSH-014 и остановка компрессора при достижении температуры газа 160 оС – TSHH-014. Регистрация температуры перед Е-116 осуществляется регистратором TR-088 на панели управления в ЦПУ. Контроль и автоматизация системы смазочного и уплотнительного масла, контроль температуры и вибрации подшипников электродвигателя, редуктора и компрессора и другие параметры работы С-103 остаются в проектном варианте. С нагнетания компрессоров С-103А/1,2 газ направляется в аппараты воздушного охлаждения Е-116А/1,2. Температура газа после Е-116А регулируется изменением угла атаки лопастей вентиляторов, поз.TV-090. Охлажденный газ после Е-116 поступает в сепараторы газа высокого давления М-106/1,2, в которых соединяется с основным потоком сырьевого газа и далее направляется на осушку и переработку в блок НТК. 3.4. Осушка и очистка нефтяного газа. Газ из сепаратора М-106 с давлением до 58 кгс/см2 (5,8 МПа) и температурой до 45оС подается в адсорберы М-107/А-F для осушки от влаги и очистки от сероводорода. Адсорбция воды и сероводорода осуществляется при прохождении компримированного газа через слой адсорбента. После адсорберов М-107 осушенный до точки росы не выше минус 70оС газ поступает на фильтр А-104. Блок осушки и очистки газа состоит из шести параллельно работающих адсорберов, четыре из которых находятся в стадии осушки, пятый – в стадии регенерации, шестой – в стадии охлаждения. Продолжительность цикла осушки составляет четыре часа, регенерации и охлаждения – по одному часу. Полный цикл процесса – шесть часов. При изменении условий осушки газа может изменяться и продолжительность цикла осушки. Это происходит, как правило, в конце периода эксплуатации молекулярных сит. При осушке и охлаждении потоки газа проходят через адсорбер сверху вниз, а при регенерации ( нагреве) – снизу вверх. Стадия регенерации считается законченной, когда температура выходящего из М-107 газа достигнет определенной температуры. Эта температура зависит от условий осушки и типа адсорбента, регламентируется технологической картой. Каждый адсорбер для переключения из одной стадии в другую снабжен шестью основными и тремя декомпрессионными клапанами KV, которые автоматически приводятся в действие программирующим устройством CPU (Мемокон). Общее количество клапанов на шести адсорберах равно 54. Кроме них в системе осушки и очистки газа от сернистых соединений есть еще два перепускных клапана KV-061 и KV-062, которые обеспечивают проток газа регенерации в Н-101 в момент переключения клапанов KV, минуя адсорбер, находящийся в стадии охлаждения (KV-061), и из Н-101 в Е-105, минуя адсорбер, находящийся в стадии регенерации (KV-062). Каждый час происходит автоматическое переключение трех адсорберов: один из них из стадии охлаждения переводится в стадию осушки, второй – из стадии осушки в стадию регенерации, и третий – из стадии регенерации в стадию охлаждения. Каждый час выполняется 13 операций, а весь цикл состоит из 78 операций, которые выполняются в определенной последовательности и по времени в течение 6 часов в соответствии с заданной программой. Для регенерации адсорбента используется часть потока осушенного и очищенного газа. Этот поток сначала проходит через адсорбер, находящийся в стадии охлаждения, охлаждает слой адсорбента (молекулярных сит) до температуры около 45оС. Затем проходит нагреватель газа регенерации Н-101, где нагревается до температуры не выше 329 оС. Оптимальная температура нагрева газа регенерации изменяется в зависимости от условий работы блока осушки и типа применяемых молекулярных сит. Нагретый газ направляется в адсорбер, находящийся в стадии регенерации. Температура газа регенерации ТТ-048 после Н-101 регулируется клапаном FV-024, установленным на трубопроводе подачи топливного газа к печи Н-101, предусматривается сигнализация высокого TАH-048 и низкого TАL-048 значения температуры газа после Н-101. При аварийном уменьшении количества газа регенерации, подаваемого на нагрев в Н-101, автоматически отсечным клапаном XV-019 происходит отключение топливного газа. При нормальной работе нагревателя Н-101 температура газа на входе в змеевик меняется в течение часа от 40 до 288оС. Для предотвращения перегрева змеевика при пониженной производительности печи предусматривается система управления расходом топлива. Датчиками для данной системы служат: датчик температуры газа на входе ТТ-280 и датчик расхода на выходе из змеевика FT-018. 3.5. Система возврата газа регенерации. (Чертежи 5-017, 5-018) Газ регенерации, выходящий из М-107, содержит кислые компоненты –СО2, Н2S, СОS, вследствие этого обладает высокой коррозионной активностью. Для очистки газа регенерации от кислых компонентов по проекту предусмотрен блок аминовой очистки. За все годы эксплуатации установок переработки газа блок аминовой очистки находился в работе не более трех лет вследствие значительного вспенивания раствора амина в аминовом абсорбере М-109 и из-за этого невозможности эксплуатации блока аминовой очистки газа регенерации. Для исключения воздействия агрессивной среды газа регенерации на трубопроводы, материал трубопроводов тракта газа регенерации был заменен на нержавеющую сталь. Учитывая это, блок аминовой очистки газа регенерации выведен из работы. При исключении из работы блока возврат газа регенерации в систему происходит следующим образом: Горячий газ регенерации, с температурой до 230оС, поступает в аппарат воздушного охлаждения Е-105, где охлаждается до температуры 40оС и направляется в сепаратор М-111. Температура газа на выходе Е-105 поддерживается TIC-053 поворотом лопастей вентилятора, температура воздуха на охлаждение – TIC-052 изменением степени открытия створок жалюзи. В сепараторе М-111 газ отделяется от кислого водяного и углеводородного конденсата. Вода и углеводородный конденсат из сепаратора М-111 через клапан LV-027 отводится в сепаратор М-133. Газ регенерации из М-111 направляется в фильтры А-102А,В для улавливания унесенных с газом частиц адсорбента, затем поступает в аминовый абсорбер М-109. При исключении из работы блока аминовой очистки газ проходит через М-109 как через сепаратор, после чего направляется на прием газодувки В-102А,В, одна из которых находится в работе, а вторая в резерве. Возможна также подача газа регенерации помимо М-109 на прием В-102А,В. С нагнетания газодувки газ подается в сепаратор высокого давления М-106, в котором смешивается с основным потоком сырьевого газа и поступает на осушку. 3.6. Низкотемпературная конденсация осушенного газа. (Черт. 5-022, 5-023, 5-024, 5-0250) Установки низкотемпературной конденсации могут работать в трех различных режимах: выработки ШФЛУ, выработки ШФЛУ и бензиновой фракции, выработки СПБТ и бензиновой фракции. Технологический режим при работе на всех трех режимах в аппаратах блока НТК включительно до М-116 происходит одинаково, при одних и тех же параметрах на обеих установках. При работе в различных режимах параметры технологического процесса в М-117, М-118, Е-114, Е-115, Р-108 на УПГ-1 и УПГ-2 отличаются друг от друга. Осушенный газ из адсорберов М-107 проходит фильтр А-104, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит. После фильтра А-104 газ разделяется на два потока. Первый поток последовательно охлаждается в теплообменнике Е-108 до температуры минус 11оС сухим отбензиненным газом из газоотделителя М-115, деметанизатора М-116 и деэтанизатора М-117, в холодильнике Е-109 до температуры минус 30оС пропаном и далее в теплообменнике Е-111 до температуры минус 60оС отбензиненным газом из газоотделителя М-115 и деметанизатора М-116. Второй поток последовательно охлаждается до температуры минус 33оС углеводородным конденсатом, выходящим из деметанизатора М-116, а затем в рибойлере Е-112 деметанизатора до температуры минус 60оС. Баланс сырьевого газа, проходящего двумя параллельными потоками через Е-110 А,В,С, Е-112 и через Е-108, Е-109, Е-111 поддерживается посредством ступенчатого (каскадного) управления, включающего TIC-038 и TIC-283. Количество газа, проходящего через трубные пучки Е-110А,В,С, воспринимается датчиком FT-038 и регулируется FIC-038, сигналы управления приводят в действие клапаны FV-038А и FV-038В. Регулирующий клапан FV-038А установлен на трубопроводе сырьевого газа в Е-110А,В,С, а клапан FV-038В – на трубопроводе сырьевого газа в Е-108. Температура сырья деэтанизатора, выходящего из Е-110 А,В,С, передается к TIC-283 от датчика ТТ-283. Управляющие сигналы от TIC-283 возвращают в исходное состояние заданное значение FIC-038. Изменение температуры сырья деэтанизатора вызывает перераспределение потоков сырьевого газа через холодильники. Поток сырьевого газа через трубные пучки Е-110 А,В,С и Е-112 управляется таким образом, чтобы поддерживать заданную температуру в кубовой части М-116. Температура охлажденного сырьевого газа, выходящего из Е-110 А,В,С, регулируется TIC-284 путем изменения потока через TV-284, т. е. помимо Е-110 А,В,С. Температура потока жидкости, возвращающегося из Е-112 в кубовую часть М-116, воспринимается с помощь. ТТ-077, TIC-077 выдает регулирующий сигнал, который изменяет положение TV-077 (клапан на байпасе сырьевого газа помимо Е-112) и возвращает в исходное положение заданное значение TIC-284. После охлаждения оба потока поступают в сепаратор охлажденного газа М-114 для отделения жидкости. Газ из сепаратора М-114 подается на прием турбодетандера Х-101, где охлаждается до температуры минус 90оС за счет снижения давления до 25,7 кгс/см2 (2,57 МПа). На одном валу с турбодетандером Х-101 смонтирован компрессор СХ-101, на который подается на дожатие сухой отбензиненный газ с аппаратов НТК (М-115, М-116, М-118). Регулирование давления газа на выходе СХ-101 осуществляется клапаном PV-043А, установленным на байпасе детандера и регулятором лопаток детандера PV-043В путем изменения количества газа, поступающего в детандер. Парожидкостная смесь после турбодетандера поступает на шестую тарелку деметанизатора М-116. Углеводородный конденсат из сепаратора М-114 через клапан-регулятор уровня LV-034 отводится в газоотделитель М-115. Жидкая фаза из газоотделителя М-115 поступает на четвертую тарелку деметанизатора М-116. Уровень жидкости в М-115 поддерживается регулятором LIC-073, который приводит в действие клапан LV-073 на линии газовой фазы, выходящей из М-115. Деметанизатор М-116 представляет собой ректификационную колонну с шестью тарелками клапанного типа и предназначен для удаления из углеводородного конденсата основной массы метана. Верхняя часть деметанизатора М-116, куда подается газожидкостная смесь из турбодетандера Х-101, работает как сепаратор, в котором выделившаяся из двухфазного потока жидкость стекает вниз в качестве холодного орошения. Несконденсировавшиеся пары в виде сухого отбензиненного газа с температурой минус 88оС выходят с верха колонны, соединяются с газом из М-115. Суммарный поток последовательно поступает в межтрубное пространство холодильников Е-111 и Е-108 на охлаждение сырьевого газа. Жидкость с нижней (первой) тарелки М-116 сливается в поддон и оттуда под действием гидростатического давления перетекает в межтрубное пространство рибойлера Е-112 и возвращается в кубовую часть деметанизатора. При этом часть жидкости испаряется и образовавшиеся пары создают паровой поток в колонне. Теплоносителем в рибойлере служит поток охлаждаемого сырьевого газа. Проектом предусмотрен контроль температуры низа, верха и питания колонны. 3.6.1. Режим выработки ШФЛУ. Углеводородный конденсат из кубовой части деметанизатора М-116 с температурой до минус 60оС и давлением 28 кгс/см2 (2,8 МПа) насосом Р-107 подается в теплообменник Е-110. Уровень в кубовой части М-116 регулируется клапаном LV-035, установленным на трубопроводе нагнетания насосов Р-107 А,В. Давление газа в М-116 регулируется PIC-043, сигнал с которого воздействует на клапан PV-043А. Если давление в деметанизаторе будет превышать 30 кгс/см2 (3,0 МПа), управление клапаном PV-043А осуществляется от регулятора PIC-044, который прикрывает клапан PV-043А. Нагретый в теплообменнике Е-110 до температуры 27оС углеводородный конденсат поступает в парожидкостной фазе на 26 тарелку деэтанизатора М-117 установки переработки газа № 1. На трубопроводе подачи углеводородного конденсата с М-116/2 в М-117/1 смонтированы отсекающие задвижки. Деэтанизатор М-117/1 представляет собой колонну с 41 клапанной тарелкой и служит для выделения этана и остатков метана из углеводородного конденсата. Пары верхнего продукта с температурой +4 – 7 оС выводятся в холодильник Е-113, где охлаждаются до температуры минус 32 – минус 34оС. В качестве хладагента служит жидкий пропан. Охлажденная газожидкостная смесь поступает в рефлюксную емкость М-118, откуда насосом Р-108 через клапан-регулятор FV-046 подается на 41 тарелку деэтанизатора М-117 в качестве орошения. Давление в системе деэтанизатор М-117 – рефлюксная емкость М-118 поддерживается клапаном PV-045, установленным на трубопроводе отвода сбросных газов с емкости М-118. Сбросной газ из рефлюксной емкости М-118 соединяется с сухим отбензиненным газом после холодильников сырьевого газа Е-111, Е-108 и направляется на прием компрессора СХ-101 и далее направляется по магистральному газопроводу на Сургутскую ГРЭС. Уровень жидкости в М-118 и Е-113 регулируется соответственно LIC-039A и LIC-039В. Регулятор уровня в М-118 LIC-039А воздействует на клапан поз.FV-046, регулятор уровня в Е-113 LIC-039В на клапан LV-039В подачи жидкого пропана от компрессора С-104 в Е-113. Температура на 6-ой тарелке М-117 регулируется TIC-092, воздействующим на клапан TV-092 на линии подачи теплоносителя в рибойлер Е-114. Теплоносителем служит горячее масло (дизельное топливо), циркулирующее через печь Н-102. Углеводородный конденсат из сливного кармана глухой тарелки деэтанизатора М-117 перетекает в межтрубное пространство рибойлера Е-114. Образовавшиеся в межтрубном пространстве рибойлера пары возвращаются в кубовую часть колонны, они создают восходящий поток в колонне. Неиспарившийся остаток из кипятильника, а также кубовой части колонны, представляющий собой ШФЛУ, отводится через воздушный холодильник Е-115 в товарный парк. Регулирование температуры ШФЛУ после Е-115 производится путем изменения поворота лопастей вентилятора воздушного холодильника с помощью TIC-096. От трубопровода подачи ШФЛУ на товарный парк №1 предусмотрен отбор сырья перед клапаном LV-038 на установку получения пропана по трубопроводу Ду 50. Смонтирована также перемычка диаметром 11/2” от трубопровода перед Е-115 к трубопроводу подачи ШФЛУ на ТП-1. Поскольку рибойлер Е-114 и кубовая часть М-117 действуют как сообщающиеся сосуды, уровень в этих аппаратах поддерживается LIC-038, который управляет клапаном LV-038, установленным на трубопроводе выхода ШФЛУ из Е-115. Расход ШФЛУ определяется перепадом на диафрагме FЕ-049, количество ШФЛУ – вычислителем расхода СПГ 763 фирмы «Логика». 3.6.2. Режим выработки ШФЛУ и стабильного бензина. При работе в данном режиме в М-117/1 вырабатывается ШФЛУ, в М-117/2 - стабильный газовый бензин. ШФЛУ с УПГ-1 отбирается до и после холодильника Е-115/1 и подается в трубопровод загрузки 127-CI-10” М-117/2. Расход ШФЛУ замеряется диафрагмой FT-460 и регулируется клапаном FV-460. Проектом также предусмотрена подача ШФЛУ на загрузку М-117/2 через трубопровод орошения, в этом случае расход ШФЛУ замеряется диафрагмой FT-046 и регулируется клапаном FV-046 на трубопроводе орошения в М-117/2. М-117/2 представляет собой колонну с 23 тарелками провального типа (ниже питательной тарелки) и 15 тарелками клапанного типа в верхней части колонны. Количество тепла, подаваемого в колонну через рибойлер Е-114/2, регулируется клапаном TV-092 на трубопроводе подачи горячего масла в зависимости от температуры на 6-ой тарелке М-117/2. Паровая фаза с верха колонны М-117/2 подается в холодильник Е-113/2, где охлаждается испаряющимся пропаном, частично конденсируется, паро-жидкостная смесь подается в рефлюксную емкость М-118/2. Регулирование давления в М-117/2 осуществляется клапаном PV-045, установленным на трубопроводе отвода паров из М-117/2. Несконденсировавшиеся пары (этан, пропан, частично бутаны) из рефлюксной емкости М-118/2 отводятся в трубопровод 30” на прием аппаратов воздушного охлаждения Е-121 А,В и далее на прием компрессоров второй ступени компримирования С-106. ШФЛУ с емкости М-118/2 забирается насосом Р-108А,В и подается в качестве орошения на верх колонны М-117/2. Избыток ШФЛУ подается на товарный парк №1 по трубопроводу 69/7. Регулирование уровня в М-118/2 осуществляется регулятором LIC-039А, воздействующим на регулирующий клапан LV-039А, установленный на трубопроводе откачки некондиционной продукции насосом Р-108А,В. При выработке товарной СПБТ регулирование уровня в М-118 производится клапаном LV-038. Товарная СПБТ направляется в товарный парк № 1 по трубопроводу 139-СI-6”. Газовый бензин из куба М-117, охладившись в холодильнике Е-115/2, направляется на товарный парк № 2. Регулирование уровня газового бензина в кубе М-117/2 осуществляется регулирующим клапаном LV-380. 3.6.3. Режим выработки СПБТ и газового бензина на УПГ-2. В данном режиме работает установка переработки газа №2 при остановке на ремонт установки переработки газа №1. Смесь углеводородов из куба деметанизатора М-116, минуя насосы Р-107А,В, направляется в теплообменник Е-110, для чего между трубопроводами 125-СК2-10” и 126-СК2-8” смонтирована перемычка с задвижкой Ду 200. Функция LV-035, установленного на трубопроводе 126-СК2-8”, остается без изменения. Нагретый в Е-110А,В,С до температуры 26оС с давлением 1,3 МПа двухфазный поток поступает в сепаратор С-1, для чего предусматривается новый трубопровод, который врезается в трубопровод 127-CI-10”. Паровая фаза из сепаратора С-1 объединяется со сдувками паровой фазы от емкости М-118 и подается в трубопроводы 14-А2-30” или 8-А2-30” (перед холодильниками Е-121А,В) с давлением) 8 кгс/см2 и температурой 16 оС. Жидкая фаза выводится из сепаратора С-1 в трубопровод 127-С1-10” загрузки сырья в колонну. Давление в сепараторе С-1 регулируется клапаном PV-041, установленным на трубопроводе отвода газообразной фазы из С-1. Пары из М-117 поступают в холодильник-конденсатор Е-113, где охлаждаются пропаном-хладоагентом и поступают в рефлюксную емкость М-118, в которой происходит разделение на жидкую и паровую фазу. Пары из М-118 поступают в Е-121А,В. Жидкая фракция – СПБТ, поступает на прием насосов Р-108А,В и подается на орошение в М-117, избыток СПБТ направляется в товарный парк №1. Регулирование уровня в М-118 осуществляется клапанами LV-039А на трубопроводе некондиции СПБТ или LV-038 на трубопроводе готовой продукции – СПБТ. Давление в М-117 регулируется клапаном PV-045А. Бензин газовый стабильный отводится с низа М-117, поступает на охлаждение в Е-115 и подается в товарный парк №2. Регулирование уровня в кубе М-117 осуществляется клапаном LV-380, установленным на трубопроводе стабильного бензина от Е-115 на товарный парк №2.На этом же трубопроводе установлен расходомер для учета количества бензина FT-054. 3.7. Пропановая холодильная установка. (Черт.5-030, 5-031). Жидкий пропан высокой чистоты с концентрацией не менее 98 % массовых используется в качестве хладагента в холодильниках Е-109 и Е-113 блока НТК. Газообразный пропан из холодильников Е-109 и Е-113 с давлением 0,16 – 0,3 кгс/см2 (0,016 – 0,03 МПа) и температурой минус 36 оС поступает в сепаратор М-130 и далее на прием компрессора С-104. Сжатые до давления 14 кгс/см2 (1,4МПа) пары пропана конденсируются в аппарате воздушного охлаждения Е-117 и при температуре плюс 40 оС жидкий пропан стекает в емкость М-121. Для защиты компрессора С-104 от помпажа предусмотрена байпасная линия с клапаном FV-056. Для поддержания заданной температуры на приеме компрессора С-104 предусмотрен трубопровод впрыска жидкого пропана из емкости М-121 в трубопровод приема через клапан TV-049. Регулирование давления на нагнетании компрессора осуществляется путем поддержания температуры на выходе из конденсатора Е-117 клапаном PV-051В. Предусмотрена сигнализация низкого давления на прием С-104. Жидкий пропан из емкости М-121 через клапаны-регуляторы уровня LV-041, LV-043, LV-045 последовательно подается в первую, вторую и третью секции ресивера пропана М-120. Из третьей секции ресивера жидкий пропан с температурой минус 21оС и давлением 1,4 кгс/см2 подается в холодильники Е-109 и Е-113. Кроме регулирования уровня, каждая секция ресивера имеет устройство сигнализации низкого, высокого и предельно высокого уровня. В случае достижения предельно уровня автоматическое отключение компрессора С-104 происходит с одновременным закрытием клапанов HV-030, HV-031, HV-032, HV-033 на приеме I, II, III и IV ступеней. Освобождение системы от пропана производится путем выдавливания в емкость Е-603 товарного парка № 1. При низкой плотности газа, минимальной загрузке установок переработки газа в зимнее время одна из пропановых холодильных установок останавливается и обеспечение пропановым холодом обеих установок переработки газа осуществляется от одной работающей ПХУ. Для этой цели между ПХУ первой и второй очереди смонтированы перемычки Ду 200 для жидкого и Ду 400, Ду 500 для газообразного пропана. Жидкий пропан из третьей секции М-120 подается по проектным трубопроводам в холодильники Е-109 и Е-113 соответствующей установки переработки газа. В Е-109 и Е-113 установки переработки газа , на которой ПХУ не работает, жидкий пропан подается по вновь смонтированной перемычке Ду 200 от трубопровода 307-А1-8” до этого же трубопровода неработающей ПХУ. При этом задвижка на трубопроводе 307-А1-10” от М-120 неработающей ПХУ закрыта. Газообразный пропан от холодильника Е-109 подается в сепаратор М-130 соответствующей установки по трубопроводу 313-АК1-16”, а от установки, где ПХУ не работает, по перемычке Ду 400 между трубопроводами 310-АК1-16”, при этом задвижка перед сепаратором М-130 на трубопроводе 310-АК1-16” неработающей ПХУ закрыта. Газообразный пропан от холодильника Е-113 подается в сепаратор М-130 соответствующей установки по трубопроводу 313-АК1-20”, а от установки, где ПХУ не работает, по перемычке Ду 500 между трубопроводами 313-АК1-20”, при этом задвижка перед сепаратором М-130 на трубопроводе 313-АК1-20” неработающей ПХУ закрыта. Контроль, регулирование процесса и система защиты компрессора С-104 при этом остаются без изменения, в проектном варианте. 3.8. Факельная система. (Черт. 5-037D, 2/0-5-034). Факельные сбросы из аппаратов, компрессоров, трубопроводов направляются в факельный коллектор и выводятся за пределы установок в факельный сепаратор М-131. Газ из сепаратора М-131 поступает на сжигание в факельный ствол Н-105, а жидкие углеводороды самотеком направляются в монжус факельной жидкости М-138. С набором уровня в М-138 его отключают запорной арматурой от М-131 и жидкость передавливается в М-133 топливным газом. Факельный ствол Н-105 имеет высоту 61 метр, оборудован наконечником, огнепреградителем, тремя горелками и запальной системой с местным запальным устройством. Огнепреградитель предназначен для предотвращения попадания пламени в факельный ствол и в факельный коллектор. На контрольных горелках пламя поддерживается постоянно. Для предотвращения поступления воздуха в факельную систему на тупиковых участках постоянно вводится топливный газ через ограничительные шайбы FO-070, 071, 072, 073, таким образом поддерживается давление в факельном коллекторе, равное 0,7 кгс/см2. Запальные свечи и кнопка для розжига контрольных горелок находятся на нулевой отметке. В факельный коллектор направляются также углеводороды из системы низкотемпературных сбросов. Эта система включается в работу при остановках установок переработки газа с опорожнением низкотемпературных участков установок. Низкотемпературные углеводородные сбросы нагреваются горячим гликолем в нагревателе Е-127 до температуры минус 17 оС, образующиеся при этом пары сбрасываются на факел. 3.9. Система топливного газа. (Черт. 5-032, 5-37В). При нормальной эксплуатации топливный газ отбирается из приемного трубопровода компрессора СХ-101 с давлением 23,9 кгс/см2 (2,39 МПа) и температурой 34оС. После редуцирования клапаном PV-059А до давления 4,5 кгс/см2 (абс) газ поступает в сепаратор топливного газа М-123. При пуске в работу после ремонта питание топливным газом осуществляется из общезаводской сети топливного газа. Давление газа в М-123 при этом регулируется клапаном PV-059В. Из М-123 топливный газ направляется потребителям: на технологические печи Н-101, 102, 106, Н-125, Н-105, в котельную, в трубопроводы газа для создания газовой подушки с целью предотвращения окисления в емкости хранения гликоля, амина, дизельного топлива в системе горячего масла, для передавливания жидкой фазы из М-138 в М-133, на ГРП теплой стоянки. Кроме того, топливный газ постоянно подается к тупиковым участкам факельного коллектора через FO-070,071,072,073. 3.10. Система инертного газа. (Черт.5-37В). Инертный газ (азот) подается от общезаводской сети с давлением 4 – 6 кгс/см2 (0,4 - 0,6 МПа). Проект предусматривает разводку азота к аппаратам, трубопроводам, компрессорам через стационарные или гибкие шланги от коллектора. Азот, как правило, используется для продувки аппаратов и трубопроводов при подготовке к ремонту и после ремонта. В период эксплуатации азот используется для создания азотной подушки в маслобаках компрессоров. Предусматривается подача азота на производство получения битума. 3.11. Системы горячего и холодного гликоля. (Черт. 5-035, 5-036, 5-037С). Горячий с температурой 77оС и холодный с температурой 50оС раствор гликоля находится в расширительном баке М-136, разделенном перегородкой. Расширительный бак М-136 работает под подушкой топливного газа с давлением 0,65 кгс/см2. Регулирование давления осуществляется клапанами PСV-088 и PСV-089. Холодный гликоль из расширительного бака М-136 насосом Р-121А подается в холодильник Е-126, где охлаждается до температуры 30оС. Температура охлаждаемого гликоля после Е-126 регулируется клапаном TV-070 изменением угла атаки лопастей вентилятора №1 аппарата воздушного охлаждения Е-126. После Е-126 холодный гликоль поступает в холодильники смазочного и уплотнительного масла компрессоров и электродвигателей, в рубашки охлаждения редукторов воздушных холодильников и насосов, в рубашки сальников и корпуса подшипников насосов. Горячий гликоль из расширительного бака М-136 насосом Р-130 подается в нагреватель гликоля Н-106,где нагревается до температуры 116оС и поступает в змеевики емкостей, сепараторов и маслобаков, в теплоспутники, а также в системы отопления зданий. Расход горячего гликоля регулируется клапаном FV-085, установленным на трубопроводе горячего гликоля к потребителям. Нормальная циркуляция горячего гликоля обеспечивается при расходе более 100м3/час. Температура горячего гликоля на выходе печи Н-106 регулируется клапаном TV-073, установленным на трубопроводе подачи топливного газа к горелкам печи. Срыв пламени горелок печи, а также высокая температура ды- мовых газов сопровождается аварийной остановкой нагревателя Н-106 с выдачей сигнала на щит управления. Насос Р-121В является резервным для перекачки горячего и холодного гликоля. Для приготовления раствора гликоля 60 % концентрации используется дренажная подземная емкость М-140. Для откачки раствора из подземной емкости в расширительный бак М-136 служит насос Р-125, установленный на емкости. Дренажная емкость работает под избыточным давлением топливного газа 0,07 кгс/см2. Давление топливного газа регулируется клапаном PСV-063. Расширительный бак М-136 и емкость М-140 снабжены сигнализацией максимального и минимального уровня. Между установками переработки газа №1 и №2 имеются перемычки по линиям горячего и холодного гликоля. 3.12. Система снабжения воздухом КИП. (Черт.5-037А). Компримирование воздуха осуществляется в компрессорах С-105А,В,С, после чего сжатый до 8,65 кгс/см 2 (0,865 МПа) воздух поступает в сепараторы М-124 А,В, предназначенные для предварительного удаления влаги, затем в осушители СД-105 А,В,С, обеспечивающие осушку воздуха до точки росы минус 65оС. Из осушителей воздух поступает в ресивер М-129, где давление поддерживается изменением нагрузки компрессоров в пределах давления на выкиде 7,25 – 7,95 кгс/см2 (0,725 – 0,795 МПа). Воздух из ресивера используется как для питания средств КИП, так и для технических нужд. При падении давления в ресивере до 6,3 кгс/см2 (0,63 МПа) автоматически включается резервный компрессор. Воздух КИП используется для питания приборов контроля и регулирования технологического процесса на установках переработки газа №1 и №2, товарных парках №1 и №2, в котельной, канализационной насосной и насосной хозпитьевого водоснабжения, на установке получения пропана и азотно-кислородной станции . 3.13. Система горячего масла – теплоносителя. (Черт. 5-033, 5-034). Система циркуляции горячего масла представляет собой замкнутый контур и служит для сообщения тепла кубу деэтанизатора М-117 и десорбера амина М-126 соответственно через рибойлеры Е-114 и Е-120. Система состоит из резервуара для хранения масла Т-102, расширительного бака для горячего масла М-122, насосов Р-109 А,В,С (два из которых находятся в работе, один в резерве), нагревателя Н-102 и подпиточного насоса Р-117. Горячее масло из расширительного бака М-122 насосами Р-109 подается в нагреватель Н-102, где нагревается до температуры 230 оС. Температура масла на выходе печи регулируется клапаном-регулятором TV-080. Масло из нагревателя Н-102 поступает в рибойлер Е-114. Отдав часть тепла в рибойлере Е-114, масло с температурой 158 оС возвращается в М-122. Технологическая схема системы горячего масла позволяет подать горячее масло с одной из установок в испарители Т-101 и Т-102 установки получения пропана, после чего масло возвращается в расширительный бак М-122. При работе деэтанизатора на пониженных загрузках часть масла через клапан TV-079, минуя нагреватель Н-102, возвращается в М-122. Расход масла через Н-102 должен быть не менее 250 м3/час. Резервуар Т-102 служит для хранения масла, а также для опорожнения нагревателя Н-102 в аварийных ситуациях. В резервуаре Т-102 поддерживается избыточное давление порядка 0,01 кгс/см2 (0,001 МПа) топливного газа, подаваемого через клапаны PCV-077, PCV-078. Подпиточный насос Р-117 служит для закачки свежего масла и откачки масла на склад масел и реагентов. Расширительный бак М-122 поддерживается под постоянным давлением 2,4 кгс/см2 (0,24 МПа) регуляторами PCV-053, PCV-054 со сбросом избыточного давления на факел. Предусмотрена сигнализация высокого и низкого уровня масла в М-122. Масло в нагреватель Н-102 подается четырьмя потоками с общим расходом 232330 кг/час. Обогрев змеевика производится 8-ю горелками. Срыв пламени 1-ой и 5-ой горелок приводит к аварийной остановке нагревателя. Между установками переработки газа №1 и №2 имеется перемычка по линии «горячего масла». 3.14. Склад метанола и система впрыска метанола. (Черт. 5-032). Метанол из автоцистерны подается на прием насосов Н-М1,2 и далее в емкости Е-М/1-3, одна из которых находится в постоянном аварийном резерве. Учет количества метанола, поступающего в емкости Е-М/1-3, ведется по показаниям расходомера РТФ на щите ЦПУ. Схемой автоматизации предусмотрен замер и сигнализация нижнего и верхнего уровня в емкостях Е-М/1-3. В емкостях хранения метанола Е-М/1-3 поддерживается давление 0,7 кгс/см2 подачей азота со сбросом излишков на факел. Перед подачей метанола в аппараты и трубопроводы блока НТК в него добавляется одорант, керосин и краситель. Для этих целей служит емкость Е-М5. Керосин, одорант и краситель в емкость Е-М5 подается из бочек через узел присоединения посредством резинотканевых рукавов передавливанием азота. Затем через емкость Е-М5 производится прокачка метанола из емкостей Е-М/1-3 насосом Н-М/1,2 и возврат его в емкости Е-М/1-3. Одорированный метанол из емкостей Е-М/1-3 подается в расходную емкость Е-М4. Давление в емкости Е-М4 поддерживается подачей азота системой двух регуляторов Р-1 и Р-2. Из расходной емкости Е-М4 через турбинный расходомер под давлением 0,7 кгс/см2 метанол подается на прием насосов Р-120 Для предотвращения возможного гидратообразования предусмотрена подача метанола насосом Р-120 давлением 70,3 кгс,см2 (7,03 МПа) в следующие точки блока НТК: |