Карачаганак петролеум оперейтинг Б. В.

Введение

 

Заказчик технологического регламента УКПГ-2

КАРАЧАГАНАК ПЕТРОЛЕУМ ОПЕРЕЙТИНГ Б.В.

 

Разработчик технологического регламента УКПГ-2

ТОО «АКСАЙСПЕЦМОНТАЖ».

Вид деятельности: Проведение работ в области обеспечения промышленной

безопасности (в соответствии с полученными государственными лицензиями).

Аттестат: № 0228 от 11 января 2008 года.

Почтовый адрес: 090300, Республика Казахстан, Западно-Казахстанская область, г. Аксай,

Промзона.

Тел./факс: [phone]

E-mail: [e-mail]

 

Технологический регламент установки комплексной подготовки газа – 2 (УКПГ-2) разработан на основании КОНТРАКТА № AP/D/08/2482 от 18 июля 2008 г.

 

Технологический регламент на эксплуатацию технологических установок является основным техническим документом, определяющим режим и порядок проведения операций технологического процесса.

 

Технологический регламент УКПГ-2 разработан согласно «Правилам о технологическом регламенте производства, нормативно-технических требованиям к оборудованию и процессу производства нефтепродуктов», проекту, паспортов и руководств для операторов технологического процесса, а также действующих Законов Республики Казахстан и Правил безопасной эксплуатации предприятий.

 

Соблюдение требований технологического регламента является обязательным и обеспечивает надлежащее качество выпускаемой продукции, сохранность оборудования, экологические требования и безопасность работы.

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение. 2

1 Общая характеристика производственного объекта. 7

1.1 Полное наименование производственного объекта. Назначение технологических проектов 7

1.2 Наименование научно-исследовательской и проектной организации, разработавшей технологический процесс и выполнивший проект. Генеральный проектировщик предприятия 7

1.3 Общий состав производственного объекта. 7

2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полупродуктов, вырабатываемой продукции. 9

2.1 Исходное сырьё для УКПГ-2. 9

2.2 Вспомогательные материалы.. 11

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объектов, входящих в состав УКПГ-2. 16

3.1 Общее описание. 16

3.2 Описание технологии и подготовки сырья. 17

3.2.1 Описание технологии линий D и Е.. 17

3.3 Описание площадок УКПГ-2. 20

3.3.1 Площадка блока входных манифольдов и системы сбора. 20

3.3.2 Площадка предварительных подогревателей и тестовых сепараторов. 22

3.3.3 Тестовые сепараторы 2-200-VP-01А/В.. 23

3.3.4 Трёхфазные сепараторы 2-200-VQ-01/02. 24

3.3.5 Внутрипромысловый трубопровод с УКПГ-2 на УКПГ-3. 26

3.3.6 Площадки системы дегидрации (осушки) и фильтрации высокосернистого газа 28

3.3.6.1 Гликолевый абсорбер. 28

3.3.6.2 Гликолевые фильтры. 31

3.3.6.3 Оборудование для закачивания химических реагентов. 32

3.3.6.4 Конденсатор орошения НА-07. 33

3.3.6.5 Гликолевая испарительная камера высокого давления VA-03. 34

3.3.6.6 Гликоль-гликолевый теплообменник НA-06. 34

3.3.6.7 Гликолевая испарительная камера низкого давления VА-04. 35

3.3.6.8 Отпарная секция насыщенного гликоля VJ-02. 36

3.3.6.9 Гликолевый испаритель НD-01. 36

3.3.6.10 Отпарная секция сухого гликоля VJ-03. 37

3.3.6.11 Гликолевый уравнительный резервуар VA-07. 38

3.3.6.12 Гликолевые насосы РА-02А/В и выравнивающий гликолевый охладитель НС-03 38

3.3.7 Регенерация растворителя. 40

3.3.7.1 Конденсатор регенерации растворителя НС-01. 40

3.3.7.2 Барабан регенерации растворителя VА-05. 41

3.3.7.3 Функционирование и контроль регенерационной камеры.. 41

3.3.8 Система сепарирования растворителя и воды.. 42

3.3.8.1 Конденсатор растворителя и воды НС-02. 42

3.3.8.2 Сепаратор растворителя и воды VА-06. 42

3.3.8.3 Водяной насос РА-03А/В.. 42

3.3.8.4 Функционирование и КИП системы сепарирования растворителя и воды.. 43

3.3.9 Повторное использование растворителя. 44

3.3.10 Фильтрация газа обратной закачки. 46

3.3.10.1 Функционирование 2-360-СL-01 А/В/С.. 46

3.3.11 Система сбора дренажей гликоля. 47

3.3.11.1 Трубопроводная сеть сбора дренажей гликоля. 48

3.3.11.2 Емкость для сбора дренажа гликоля VА-08. 48

3.3.11.3 Насос для перекачки дренированного гликоля. 48

3.3.12 Система компримирования газа. 49

3.3.12.1 Газовые турбины 8А-360А/В/С-МТ-01. 50

3.3.12.2 Газовые компрессоры.. 52

3.3.12.3 Входные скрубберы первой ступени. 59

3.3.12.4 АВО Газа первой ступени. 61

3.3.12.5 Скрубберы второй ступени. 62

3.3.12.6 АВО Газа второй ступени. 64

3.3.12.7 Входные скрубберы третьей ступени. 65

3.3.12.8 Противопомпажная рециркуляционная система компрессора нагнетания газа обратной закачки. 67

3.3.12.8.1 Противопомпажные линии первой ступени. 68

3.3.12.8.2 Охладители газа рециркуляции. 69

3.3.12.8.3 Противопомпажные линии второй ступени. 70

3.3.12.8.4 Противопомпажные линии третьей ступени. 71

3.3.12.9 Система Регулирования Распределением Нагрузки. 72

3.3.13 Система сжатия газа дегазации. 76

3.3.14 Факельная система и система закрытых дренажей. 84

3.3.14.1 Факельная система. 84

3.3.14.2 Система закрытых дренажей. 91

3.3.15 Очистные сооружения технической, нефтесодержащей, дождевой воды и загрязненных нефтеостатков. 90

3.3.15.1 Система Утилизации Попутно Добываемой Воды.. 105

3.3.15.2 Система Загрязненных Нефтеостатков. 107

3.3.15.3 Система Нефтесодержащей Воды.. 109

3.3.15.4 Система Утилизации Нефтесодержащей Воды.. 111

3.3.16 Вспомогательные Системы.. 112

3.3.16.1 Система Горячей Нефти (Area-411) 112

3.3.16.2 Система Топливного Газа. 114

3.3.16.3 Система Закачки Ингибитора (Area-124) 121

3.3.16.4 Система выработки азота (AREA-360) 124

3.3.16.5 Система выработки азота (AREA-601) 127

3.3.16.6 Система Очистки Сточных Вод (AREA-570) 129

3.3.16.7 Система Воздухоснабжения КИПиА и Вспомогательных Коммуникаций (AREA-460) 132

3.3.16.8 Система Вентиляии, Открытого Дренажа и Продувки (AREA-360) 136

3.3.16.9 Система Отопления (AREA-410) 137

3.3.16.10 Система Снабжения Бытовой и Технической Воды (AREA-530/531) 142

3.3.16.11 Система Пожаротушения УКПГ-2 (AREA-730) 145

3.3.16.12 Система электроснабжения УКПГ-2. 153

4 Нормы технологического режима. 154

5 Контроль технологического процесса, качества продукции. 158

5.1 Аналитический контроль технологического процесса. 161

5.2 Система сигнализации и блокировки. 176

6 Основные правила и порядок пуска установки при нормальных условиях. 221

6.1 Подготовка к пуску. 221

6.2 Пуск технологических систем УКПГ-2. 222

6.3 Остановка УКПГ-2. 223

7 Безопасная эксплуатация производств. 224

7.1 Показании взрыво-пожароопасности объекта и токсичности сырья. 225

7.2 Характеристика производственных помещений и наружных установок по взрывопожароопасности, группы производственных процессов по санитарной характеристике. 226

7.3 Возможные неполадки технологического процесса, их причины и методы устранения 228

7.3.1 Осушка газа. 228

7.3.2 Фильтр закачивания газа. 228

7.3.3 Сжатие нагнетаемого газа. 229

7.3.4 Факельное хозяйство. 229

7.3.5 Топливный газ. 229

7.3.6 Система ДЭГ. 230

7.3.7 Система «горячее масло». 230

7.3.8 Система воздуха КИП. 230

7.4 Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защите работающего персонала. 230

7.5 Возможные аварийные ситуации, правила аварийной остановки установки. 241

7.5.1 Возможные причины возникновения аварийных ситуаций. 241

7.6 Системы контроля управления и аварийного останова. 242

7.6.1 Аварийный останов системы сбора скважинного флюида. 243

7.6.2 Аварийный останов системы дегидратации и фильтрации высокосернистого газа 244

7.6.3 Аварийный останов системы обратной закачки газа. 244

7.6.4 Основные меры по ликвидации аварий. 245

7.7 Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. 245

7.8 Защита технологического оборудования от коррозии. 246

7.8.1 Виды внутренней коррозии оборудования и коммуникаций. 248

7.8.2 Способы и методы предотвращения внутренней коррозии. 248

7.8.3 Технология ингибиторной защиты технологического оборудования УКПГ-2. 249

7.9 Места расположения и номера групп и размеров знаков безопасности на производственном оборудовании, а также обозначение опасных элементов оборудования сигнальными цветами 255

8 Пожарная безопасность. 257

8.1 Меры пожарной безопасности при ведении технологического процесса. 257

8.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях 258

8.3 Способы и необходимые средства пожаротушения. 259

8.3.1 Первичные средства пожаротушения. 259

8.4 Коллективные и индивидуальные средства защиты.. 260

8.5 Молниезащита, защита от статического электричества. 261

8.6 Безопасные методы удаления продуктов производства из технологических систем 262

8.6.1 Безопасные методы обращения с пирофорными соединениями. 262

8.7 Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем. 262

9 Мероприятия по охране окружающей среды.. 265

9.1 Твердые и жидкие отходы с УКПГ-2. 269

10 Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации. 283

10.1 Перечень инструкций по охране труда и технике безопасности. 283

11 Спецификация технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов 286

11.1 Спецификация основного технологического оборудования. 286

11.2 Регулирующие клапаны.. 293

Приложение 1. 308

Изменения и дополнения, внесенные в регламент. …………………………. 309 …………Лист регистрации изменений и дополнений................................................…….310

12 ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УКПГ-2.

 

Исходное сырьё для УКПГ-2

 

Сырьем для УКПГ-2 является газоконденсатная смесь, поступающая из скважин Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Скважины подключены к блоку входных манифольдов УКПГ-2 напрямую и от укрупнённого объекта системы внутрипромыслового сбора (манифольдных станций). Исходным сырьём является также высокосернистый газ, подаваемый из КПК.

Характерными особенностями месторождения являются:

· Аномально низкая пластовая температура (до 100 °С) при аномально высоком пластовом давлении 520-600 кг/см²;

· Высокое содержание жидких углеводородов в добываемом газе;

· Наличие сероводорода, углекислого газа, меркаптанов в пластовом газе, что обуславливает высокую коррозионную агрессивность рабочих сред в процессе подготовки газа к закачке в пласт и конденсата.

· Наличие парафинов в конденсате;

· Применение химических реагентов (ингибитор коррозии), триэтиленгликоля (ТЭГ), газолина.

 

В таблицах 1, 2, 3, 4, 5 представлены химический состав и характеристики газа, поступающего на УКПГ-2, газа КПК, подготовленного для закачки, газа, подготовленного к закачке в пласт, конденсата, выделенного из газа, а также химический состав попутной воды.

 

Таблица 1 - Компонентный состав и характеристика газоконденсатной смеси на входе в УКПГ-2

 

Наименование	Единица измерения	Показатель
Температура	°С
Давление	МПа	7,5
Плотность	кг/м^3	130,5
Азот	Мол. %	0,86
Двуокись углерода	Мол. %	6,45
Сероводород	Мол. %	3,65
Метан	Мол. %	80,03
Этан	Мол. %	5,94
Пропан	Мол. %	2,04
Изобутан	Мол. %	0,25
Н-бутан	Мол. %	0,46
Изопентан	Мол. %	0,12
Н-пентан	Мол. %	0,09
С6	Мол. %	0,05
С7	Мол. %	0,00
Вода	Ppmv
МеОН	Ppmv	>100
RSH	Ppmv	250/350

 

Таблица 2 - Компонентный состав и характеристика газа, подготовленного для закачки в пласт

 

Наименование	Единица измерения	Показатель
Температура (после ГНКС)	°С
Давление, max (после ГНКС)	МПа
Азот	Мол. %	0,65
Двуокись углерода	Мол. %	5,94
Сероводород	Мол. %	Не более 7,00
Метан	Мол. %	80,05
Этан	Мол. %	5,65
Пропан	Мол. %	2,53
Изобутан	Мол. %	0,35
Н-бутан	Мол. %	0,66
Изопентан	Мол. %	0,19
Н-пентан	Мол. %	0,17
С6	Мол. %	0,05
С7	Мол. %	0,00
RSH	Ppmv	250/350

 

Таблица 3 - Компонентный состав и характеристика газа КПК, подготовленного для закачки

 

Наименование	Единица измерения	Показатель
Температура (после ГНКС)	°С
Давление, мах (после ГНКС)	МПа (бар)	8,5 (85)
Н2О	Ppmv
Сероводород	Мол. %	Не более 7,00
RSH	Ppmv	250/450
Азот	Мол. %	0,464
Двуокись углерода	Мол. %	6,144
Метан	Мол. %	74,079
Этан	Мол. %	7,771
Пропан	Мол. %	3,937
Изобутан	Мол. %	0,499
Н-бутан	Мол. %	0,854
Изопентан	Мол. %	0,215
Н-пентан	Мол. %	0,160
С6	Мол. %	0,1
С7	Мол. %	0,00

 

 

Таблица 4 - Компонентный состав и характеристика нестабильного конденсата

 

Наименование	Единица измерения	Показатель
Температура	°С	42,6
Давление	МПа	7,5
Н2О	Ppmv	0,00
Н2S	Мол. %	9,07
Азот	Мол. %	0,17
Двуокись углерода	Мол. %	7,63
Метан	Мол. %	42,26
Этан	Мол. %	11,79
Пропан	Мол. %	10,39
Изобутан	Мол. %	2,53
Н-бутан	Мол. %	6,03
Изопентан	Мол. %	3,16
Н-пентан	Мол. %	2,73
С6	Мол. %	4,24
С7	Мол. %	0,00

 

Таблица 5 - Характеристика воды после сепарации

 

Наименование	Единица измерения	Показатель
H2O	Мол. %	99,79
H2S	Мол. %	0,08
N2	Мол. %	0,00
CO2	Мол. %	0,00
Углеводороды	Мол. %	0,01
RSH	Мол. %	0,06
ТЭГ	Мол. %	0,07

 

Общее описание

 

Газоконденсатная смесь из добывающих скважин по выкидным линиям и трубопроводам от манифольдных станций поступает на блок входных манифольдов (БВМ) установки комплексной подготовки газа УКПГ-2.

 

УКПГ-2 включает в себя две технологические линии производственных сепараторов (2-200-VQ-01/02) и линии с двумя параллельно установленными тестовыми сепараторами (2-200-VР-01А/В).

 

Распределение газожидкостного потока, поступающего из промысла по технологическим линиям, осуществляется на блоке входных манифольдов. Выделившийся из сепараторов (2-200-VQ-01/02) конденсат поступает на установку комплексной подготовки газа УКПГ-3 через два экспортных трубопровода для дальнейшей переработки. Вода из производственных сепараторов поступает на установку системы очистки и сброса воды. Отделенный газ поступает в гликолевый абсорбер для осушки путем поглощения воды триэтиленгликолем.

 

Газожидкостная смесь, поступающая от двух скважин может быть направлена для тестирования через тестовый манифольд в тестовые сепараторы. /02). Насыщенный триэтиленгликоль поступает на установку регенерации гликоля Предварительно газожидкостный поток проходит через подогреватели (2-200-НА-01А/В), расположенные перед входом в тестовые сепараторы. После замера выделенный газ, вода и конденсат объединяются, и общим потоком смесь поступает на вход сепараторов (2-200-VQ-01, где происходит отделение абсорбированной воды и углеводородов. Очищенный ТЭГ с установки вновь поступает в колонну гликолевого абсорбера. Вода с установки направляется на подготовку и очистку.

 

Осушенный высокосернистый газ, поступающий из верхней части гликолевого абсорбера, смешивается с потоком газа, выходящим из других производственных линий, а также с сухим высокосернистым газом, выходящим из КПК, и поступает в фильтры газа обратной закачки (8А-360-CL-01А/В/С), работающие параллельно. Осушенный и отфильтрованный газ выходит из фильтров тремя потоками, которые

 

Весь дренаж из системы Дризо, содержащий гликоль, поступает по коллектору объединяются и поступают на компрессоры обратной закачки газа (8А-360А-КА-А/В/С3). Уловленные в фильтрах частицы жидкости и твердые частицы поступают в нижнюю часть фильтра и дренируются.в дренажную ёмкость 2-310-VA-08, оттуда насосом откачивается в систему регенерации гликоля, состоящую из отпарной колонны ненасыщенного гликоля (2-310-VJ-03), отпарной колонны насыщенного гликоля (2-310-VJ-02), гликолевого испарителя
(2-310-НD-01), конденсатора орошения (2-310-НA-07), где гликоль регенерируется и возвращается в технологический процесс.

 

Система компремирования газа состоит из трёх идентичных технологических линий, обозначенных как А, В, С (8А-360А/В/С-VА-01/02/03). Каждая линия включает в себя турбинный газогенератор с двумя валами, приводящий в действие трехступенчатый центробежный компрессор. Каждая ступень компрессора имеет входной сепаратор
(8А-360А-VА-01/02/03). Газ после первой и второй ступени охлаждается в системе автоматического воздушного охлаждения (АВО). В системе рециркуляции первой ступени имеется аналогичный охладитель.

 

Осушенный высокосернистый газ высокого давления поступает из газо-нагнетательной станции в газораспределительную сеть системы обратной закачки, состоящую из экспортного коллектора, к которому подключены магистральные линии, соединяющие выкидные линии от нагнетательных скважин с общим выходным коллектором нагнетательной станции. Экспортный коллектор соединён с продувочным коллектором с целью обеспечения продувки экспортного коллектора ГКНС и магистральных трубопроводов. Сброс газа при продувке осуществляется на продувочный факел. Наряду с технологическими линиями на УКПГ-2 обустроены следующие вспомогательные системы: система топливного газа, система выработки азота, система горячей нефти, система воздухоснабжения КИПиА и вспомогательных коммуникаций, очистные сооружения технической, нефтесодержащей и дождевой воды, факельное хозяйство и система закрытых дренажей, система снабжения бытовой и технической водой, система отопления, система очистки сточных вод, система пожаротушения, основное и аварийное электроснабжение, система интегрированного контроля и безопасности, система ингибитора коррозии.

Описание площадок УКПГ-2

Гликолевый абсорбер

 

Высокосернистый влажный газ из сепаратора 2-200-VQ-02 подается в абсорбционную секцию установки 2-310D/Е-VJ-01, где водаудаляется из газа посредством абсорбции в триэтиленгликоле. Гликолевые абсорберы расположены на площадках AREA-310Е и AREA-310D.

 

Для повышения маневренности между газопроводами, идущими от сепараторов VQ-01/02 обеспечивается соединение трубопроводов с установленным клапаном.

 

Каждый из блоков осушки газа рассчитан на 50 % переработку газа от общей производительности и управляется одновременно в параллельном режиме.

 

Гликолевый абсорбер представляет собой вертикальную колонну, разделённую на две секции. Каждая колонна рассчитана на осушку газа при давлении 7,5 МПа (75 бар) и температуре 45 ºС до содержания воды на выходе газа (0 – 40 ррм)

 

Газ поступает в абсорбер с давлением 7,5 МПа (75 бар) и температурой 45 ºС. Газ попадает в нижнюю секцию колонны, которая выполняет функции сепаратора, в котором отделяется углеводородный конденсат, вода, а также твердые примеси. Собранная в нижней части жидкость через регулятор уровня (2-310Е/D-LV 005) направляется в закрытую дренажную систему.

 

После отделения жидкой фазы газ, через тарелки колонны, поступает в верхнюю секцию абсорбера. Противоточная (газ движется вверх, а гликоль - вниз) насадочная колонна является средством достижения тесного межфазного контакта.

 

Вода из газа удаляется путём поглощения её гликолем. Верхняя секция содержит слой структурной насадки, пропитанный слабым раствором триэтиленгликоля, подаваемым сверху. Для обеспечения должного смачивания насадки колонны расход ТЭГ рекомендуется поддерживать на уровне 20,24 м³/час. Этот уровень может быть снижен при малом расходе газа – для уменьшения газопоглощения. С нижней части колонны насыщенный гликоль направляется на установку регенерации, после которой вновь подаётся в верхнюю часть колонны. Газ, выходящий из абсорбера, проходит через каплеотбойник где отделяются капли триэтиленгликоля и взвешенные тяжелые фракции, а затем анализируется посредством анализатора уровня влажности АI-001. При несоответствии газа спецификации по точке росы, анализатор подает сигнал в интегрированную систему контроля.

Затем осушенный высокосернистый газ направляется на фильтры обратной закачки (8А-360-СК-01А/В/С).

 

Подогреватель расположен в нижней части контактора и находится ниже уровня жидкости. Уровень жидкости поддерживается контроллером LIC-004, входящим в систему СИКБ, а также регулирующим клапаном LV-004, который расположен на линии насыщенного гликоля. Наблюдение за уровнем жидкости ведется с помощью визуального уровнемера LG-001.

 

Подогреватель применяется только во время запуска абсорбера и управляется вручную. Он применяется для подогрева триэтиленгликоля, до тех пор пока не будут достигнуты стабильные температурные условия. В поток газа при входе в абсорбер подается газ, отделенный в результате регенерации ТЭГ и компремированный в четырёх ступенчатом компрессоре газов выветривания.

 

Поток газа, проходящий через абсорбер контролируется по расходомеру FQI-002, входящему в систему СИКБ и оснащенному аварийными системами, предупреждающими о низком и высоком расходе. Этот поток не регулируется напрямую: он косвенно задаётся регулятором давления, расположенным на всасывающей линии компрессора газа обратной закачки.

 

Давление в верхней части абсорбера контролируется по прибору РIС-006, входящиму в систему СИКБ и оснащённому сигналами высокого и низкого давления (уставка 8,5 МПа (85 бар) и 7,3 МПа (73 бар) соответственно). При достижении высокого давления сброс осуществляется на факел высокого давления через регулирующий клапан РV-006.

 

Контроль за перепадом давления в абсорбере (нормальное рабочее значение
0,015 МПа (0,15 бар) ведётся индикатором РDI-002, входящим в систему СИКБ и оснащённым сигнализацией, предупреждающей о высоком перепаде давления.

 

Для наблюдения за давлением в верхней части абсорбера, установлен манометр
РI-004.

 

Температура в верхней части колонны контролируется по термометру ТI-002, расположенному на трубопроводе выхода осушенного газа.

 

Контроль расхода триэтиленгликоля, входящего в абсорбер (норма - 20,24 м³/час) ведется по расходомеру FI-001, входящему в систему СИКБ.

 

Температура триэтиленгликоля на входе в абсорбер контролируется по принципу разницы температуры в верхней части абсорбера (датчики ТТ-102А) и температуры обезвоженного триэтиленгликоля на выходе из гликолевого уравнительного охладителя НС-03. Температура сухого гликоля на входе контролируется по прибору ТI-102, входящему в систему СИКБ.

 

Предусмотрен отдельный сигнал, предупреждающий о низком уровне в нижней части (LALL-003), входящий в систему СИКБ.

 

ТI-001 – индикатор температуры абсорбента в нижней части колонны (норма
45 ºС). ТI-001 входит в систему СИКБ с выводом аварийного сигнала о высоком и низком уровне температуры (t_max=75 ºС, t_min=25 ºС, соответственно).

 

Регулирование температуры осуществляется оператором, который воздействует на шаровый клапан RA-0455, расположенный на входе горячей нефти в теплообменник, согласно показаниям температуры (ТI-001). Контроль за уровнем жидкости в нижней части абсорбера ведётся по визуальному уровнемеру LG-002, а также по контроллеру
LIC-005, входящему в систему СИКБ, с выводом аварийного сигнала о низком уровне. Контроллер LIC-005 включает/выключает клапан LV-005 расположенный на 2" линии жидкости, сбрасываемой в коллектор закрытого дренажа.

 

LALL-008 - аварийный сигнал о низком уровне жидкости.

 

Защита VJ-01 от избыточного давления осуществляется посредством предохранительного клапана PSV-003, расположенного в верхней части абсорбера. Давление срабатывания клапана 9,5 МПа (95 бар). Сброс производится в коллектор факела высокого давления.

 

Защита подогревателя от избыточного давления осуществляется с помощью предохранительной мембраны PSE-023 (давление разрыва мембраны 1,3 МПа (13 бар), расположенной на обратном трубопроводе теплоносителя, идущем от подогревателя со сливом в дренажный коллектор. Между предохранительными мембранами расположен манометр РI-022.

 

В обычном режиме эксплуатации запорная арматура, расположенная на линиях подачи и линии, идущей от подогревателя, находится в закрытом положении, а также закрыт запорный клапан, расположенный на линии предохранительной мембраны.

 

В аварийном случае абсорбер может быть изолирован при помощи ниже перечисленных клапанов экстренного останова с дистанционным управлением:

· XV-001 на входе триэтиленгликоля (имеющий концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-001 Н/L и XZА-001 Н/L, входящие в систему СИКБ).

· XV-002 на выходе триэтиленгликоля (имеющий концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-002 Н/L и XZА-002 Н/L, входящие в систему СИКБ).

· XV-005 на выходе жидкости в нижней части (имеющий концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-005 Н/L и XZА-005 Н/L, входящие в систему СИКБ).

· XV-010 на входе влажного газа (имеющий концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-010 Н/L и XZА-010 Н/L, входящие в систему СИКБ).

· XV-012 на выходе осушенного газа, отбираемого с верха колонны (имеющий концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-012 Н/L и XZА-012 Н/L, входящие в систему СИКБ).

 

После закрытия отсекающих клапанов давление может быть сброшено на факел высокого давления посредством продувочного клапана с дистанционным управлением XV-006 (имеющим концевые выключатели/аварийные сигналы XZS-010 Н/L и XZА-010 Н/L, входящие в систему СИКБ), идущего после ограничительной диафрагмы FO-003.

 

Работа комплекса отсекающих клапанов управляется системой АО либо в результате срабатывания аварийного сигнала, либо с помощью команды ручного останова.

 

Таблица 14 - Технические характеристики абсорбционной колонны

 

Наименование Параметра	Единица измерения	Норма
Высота	м	16,762
Диаметр внутренний	м	2,0
Высота нижнего звена	м	1,250
Расчетное давление	бар
Расчетная температура	°С	-45/+65
Нормальное рабочее давление	МПа (бар)	5,5-7,5 (55-75)
Нормальная рабочая температура	°С
Производительность по ТЭГ	м^3/час	22,6

 

Таблица 15 - Технические характеристики подогревателя

 

Наименование Параметра	Единица измерения	Норма
Расчетное давление в трубах	МПа (Бар)	9,5 (95)
Расчетное давление в рубашке	МПа (Бар)	9,5 (95)
Расчетная температура в трубах	°С	-45/300
Расчетная температура в рубашке	°С	-45/65
Рабочее давление в трубах вход/выход	МПа (Бар)	0,6/0,59 (6,0/5,9)
Рабочее давление в рубашке	МПа (Бар)	5,5-7,0 (55-70)
Рабочая температура вход/выход	°С	245/215
Расчетная температура вход/выход	°С	1,67/10
Площадь теплообмена	м^2	1,53х1,2
Расчетная мощность	кВт	1,8

Гликолевые фильтры.

 

Гликолевая фильтрация предназначена для удаления из потока насыщенного гликоля твердых частиц в целях защиты всех теплообменников регенерационной установки от засорения твёрдыми частицами.

 

Насыщенный триэтиленгликоль поступает из абсорбера в гликолевые фильтры. Предусмотрено два фильтра (пакетного типа): один рабочий, другой резервный, имеющие характеристики представленные в таблице 16.

Таблица 16 - Технические характеристики гликолевых фильтров

 

Наименование Параметра	Единица измерения	Норма
Производительность	м^3/час
∆Рmax	МПа (бар)	0,1 (1,0)
Давление расчетное	МПа (бар)	1,4 (14)
Температура расчетная max/min	°С	-45/+60
Расчетное давление вход/выход	МПа (бар)	1,25/1,15 (12,5/11,5)
Рабочая температура	°С	20-45
Эффективность фильтрации частиц >5 микрон	%

 

Каждый фильтр оснащён:

· дренажными и вытяжными клапанами;

· манометром на выходном вентиляционном отверстии (RI-112 и RI-114);

· предохранительным клапаном (RSV-113 и RSV-115, соответственно, давление срабатывания 1,4 МПа (14 бар).

 

Индикатор перепада давления PDI-116, входящий в систему СИКБ (оснащен аварийным сигналом, предупреждающим о высоком давлении, уставка 0,09 МПа (0,9 бар), показывает разницу давления между общим подводящим трубопроводом и общим выпускным трубопроводом двух фильтров.

Конденсатор орошения НА-07

 

Отфильтрованный насыщенный гликоль поступает из СК-01А/В и направляется в качестве охлаждающей среды на внетрубную часть конденсатора орошения НА-07. Поток насыщенного гликоля разделяется на две части с помощью трёхходового клапана с ручным управлением ТСV-114. Часть направляется в конденсатор орошения, а часть – проходит по обводной линии и с ней смешивается поток, идущий из конденсатора.

 

Окончательная температура потока составляет около 53 ºС.

 

Конденсатор орошения представляет собой кожухотрубный теплообменник и имеет следующие технические характеристики:

· расчетная тепловая нагрузка – 258 кВт;

· площадь теплообмена – 96,2 м²;

· внутренний диаметр корпуса – 1050 мм;

· общая длина – 2654 мм.

 

Внетрубная зона (насыщенный ТЭГ):

· расчетное давление – 1,4 МПа (14 бар);

· расчетная температура - минус 45/100 ºС;

· нормальное рабочее давление на входе/выходе – 1,05/1,045 МПа
(10,5/10,45 бар);

· нормальная рабочая температура на входе/выходе - 46/60 ºС.

 

Трубная зона (конденсационный пар):

· расчетное давление – 0,35 МПа (3,5 бар);

· расчетная температура – 230 ºС;

· нормальное рабочее давление на входе – 31 кПа (0,31 бар);

· нормальная рабочая температура на входе/выходе – 164/92 ºС.

 

ТСV-114 - ручной трёхходовой регулировочный клапан. Предназначен для регулирования потоков жидкости для удовлетворения следующих требований: разница температуры на входе и температуры на выходе составляла 14 ºС.

ТI-120 – термометр, установленный на входе в конденсатор.

ТI-121 – термометр, установленный на выходе из конденсатора.

 

Гликолевый испаритель НD-01

 

В НD-01 в качестве теплоносителя используется горячая нефть. В НD-01 происходит образование пара, вызывающего испарения насыщенного гликоля.

 

Паровой патрубок на выходе из корпуса соединён с нижним фланцем отпарной секции насыщенного гликоля. Жидкостной (переливной патрубок) на выходе из корпуса напрямую соединён с питательным патрубком отпарной секции сухого гликоля VJ-03.

 

НD-01 имеет следующие характеристики:

· Расчетная тепловая нагрузка - 1364 кВт;

· Площадь теплообмена - 156,6 м²;

· Внутренний диаметр корпуса - 1524 мм;

· Длина - 6,759 м.

 

Внетрубная зона:

· Расчетное давление – 0,35 МПа (3,5 бар);

· Расчетная температура – минус 45/215 ºС;

· Нормальное рабочее давление – 0,020 МПа (0,2 бар);

· Нормальная рабочая температура - 204 ºС.

Трубная зона (горячая нефть):

· Расчетное давление – 1,3 МПа 13 бар;

· Расчетная температура – минус 45/300 ºС;

· Нормальное рабочее давление (на входе/выходе) – 0,6/0,568 МПа (6,0/5,68 бар);

· Нормальная рабочая температура (на входе/выходе) - 245/215 ºС.

Регенерация растворителя

 

Система регенерации растворителя предназначена для восстановления путём конденсации растворителя, содержащегося в потоке пара, идущего из гликолевой испарительной камеры низкого давления VА-04, а также для обеспечения резервного объёма восстановленного растворителя.

 

Эта часть установки включает в себя следующее оборудование:

· Конденсатор регенерации растворителя (НС-01).

· Барабан регенерации растворителя (VА-05).

Водяной насос РА-03А/В

 

Насосы РА-03А/В представляют собой горизонтальные центробежные насосы, имеющие следующие технические характеристики:

· Номинальная производительность - 3,5 м³/час.

· Номинальный напор - 30,6 м.

· Давление всасывания (норма/max) – 0,020/0,030 МПа (0,2/0,3 бар).

· Нормальное давление нагнетания – 0,320 МПа (3,2 бар).

· Рабочая температура – 20-35 ºС.

· Расчётная температура – 66 ºС.

В комплект каждого насоса входит:

· Электродвигатель Р_ном.=4 кВт.

· Временный сетчатый фильтр на линии всасывания.

· Манометры на нагнетательном трубопроводе (РI-128 и РI-127).

Газовые компрессоры

 

Осушенный высокосернистый газ компримируется от 7,01 МПа (70,1 бар (абс) до 55 МПа (550 бар (абс) тремя ступенями компримирования при использовании нижеследующих видов центробежных компрессоров нагнетания:

Ступень компримирования Вид Компрессора

первая BCL 405/B

вторая BCL 304/C

третья BCL 304/D

 

Три ступени компримирования, смонтированные на общем валу в последовательном порядке приводятся газовой турбиной через специальный редуктор /коробку приводов/.

 

Компрессор первой ступени 8A-360X-KA-01 (Х-А,В,С) связан с газовой турбиной
8A-360X-MT-01 через специальный редуктор и муфту сцепления.

 

Компрессор второй ступени 8A-360X-KA-02 соединен в паре с компрессором первой ступени 8A-360X-KA-01через муфту сцепления.

 

Компрессор третьей ступени 8A-360X-KA-03 соединен в паре с компрессором второй ступени 8A-360X-KA-02 через муфту сцепления.

 

Производительность одного компрессора составляет 7 млн.м³/сутки при давлении нагнетания 55 МПа (550 бар). При снижении давления нагнетания производительность компрессора увеличивается.

 

Рабочие характеристики трех компрессоров представлены ниже:

· Ступень компримирования - первая вторая третья;

· Применяемый газ - Осушенный Высокосернистый Газ;

Характеристики Всасывания:

· Молекулярный Вес - 20,53 20,53 20,53;

· K = cp/cv - 1,319 1,238 1,192;

· Сжимаемость - 0,840 0,792 0,967;

· Давление, МПа (бар(абс) – 7,01 22,14 37,11 (70,1 221,4 371,1);