Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов. РД 39-135-94 (ГП "Роснефть"), РД 51-1-95 (РАО "Газпром")

Утверждены
Приказом ГП "Роснефть"
от 17 октября 1994 г. N 61

Приказом РАО "Газпром"
от 20 февраля 1995 г. N 8

Согласованы
Госгортехнадзором России
письмо от 21 апреля 1994 г. N 10-12/115

Главным управлением государственной
противопожарной службы МВД России
письмо от 3 марта 1994 г. N 20/3.2/393

Срок введения в действие
с 1 ноября 1994 года

Внесены институтом "НИПИгазпереработка".

Утверждены Приказом ГП "Роснефть" от 17.10.94 N 61 и Приказом РАО "Газпром" от 20.02.95 N 8.

Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов разработаны совместно институтом НИПИгазпереработка (г. Краснодар, Минтопэнерго) и институтом ВНИПИгаздобыча (г. Саратов, РАО "Газпром").

Подготовлены к утверждению институтом "НИПИгазпереработка".

С введением в действие "Норм технологического проектирования газоперерабатывающих заводов" утрачивают силу "Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов".

      ОНТП 1-86    ОНТП 51-1-86
    ------------ и ------------
    Миннефтепром    Мингазпром

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов (в дальнейшем - НТП ГПЗ) распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установок по подготовке и переработке нефтяного и природного газов, в том числе сероводородсодержащих, и газового конденсата с получением товарной продукции, а также на разработку предпроектных материалов.

1.2. При проектировании расширения, реконструкции и технического перевооружения газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и отдельных технологических установок НТП ГПЗ распространяются только на расширяемую, реконструируемую и технически перевооружаемую часть.

НТП ГПЗ не имеют обратного действия и не могут применяться в контрольном порядке к сооруженным по ранее действовавшим нормам заводам и технологическим установкам в качестве их технической оценки.

1.3. Необходимость, порядок и сроки приведения действующих заводов и технологических установок в соответствие с настоящими НТП ГПЗ устанавливаются руководством предприятия по согласованию с местными органами Государственного надзора и администрацией.

1.4. Отступление от требований НТП ГПЗ допускается с разрешения инстанции, их утвердившей, и при представлении технических обоснований, подтверждающих необходимость и безопасность предлагаемых отступлений.

Отступление от требований НТП ГПЗ должны быть согласованы с разработчиками норм и соответствующими органами государственного надзора.

1.5. Проектирование объектов переработки нефтяного газа, природного газа и газового конденсата должно вестись на основании задания на проектирование.

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

- Газоперерабатывающий завод - комплекс основных и вспомогательных сооружений, обеспечивающих получение товарной продукции из поступающего сырья.

- Установка - набор оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, приборов КиА и вспомогательных устройств, обеспечивающих получение промежуточной или готовой товарной продукции или реагентов.

- Должно, необходимо, следует - используется для обозначения обязательных условий.

- Возможно, как правило - используется для обозначения условий, которые не являются обязательными и принимаются на усмотрение проектировщика.

- Авария - высвобождение собственного энергозапаса промышленного предприятия, при котором сырье, промежуточные продукты, продукция предприятия и отходы производства, установленное на промплощадке оборудование, вовлекаясь в аварийный процесс, создают поражающие факторы для персонала, населения, окружающей среды и самого предприятия.

- Объем - характеристика пространства, занимаемого телом или веществом.

- Вместимость - объем внутреннего пространства сосуда или аппарата.

- Рабочее давление - максимальное внутреннее избыточное давление для сосуда (аппарата), возникающее при нормальном протекании рабочего процесса, без учета гидростатического давления и без учета допустимого кратковременного повышения давления во время действия предохранительного клапана или других предохранительных устройств.

- Расчетное давление - давление, на которое производится расчет на прочность.

- Давление настройки предохранительного клапана - наибольшее избыточное давление на входе в клапан, при котором обеспечивается заданная герметичность в затворе.

- Межремонтный период - время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

- Блочно-комплектное устройство (БКУ) - объект одноцелевого функционального назначения, собираемый на специализированном предприятии или на месте монтажа из комплекта блок-боксов, блок-контейнеров.

- Блок-бокс - бокс с установленным технологическим оборудованием и/или инженерными системами.

- Технологический блок (стадия) - часть технологической системы или технологическая система, ограниченная отключающими устройствами от смежных систем по основным и вспомогательным технологическим потокам.

    -   Категория  взрывоопасности  технологического  блока - классификация
технологических  блоков  (стадий)  в зависимости от значений относительного
энергетического потенциала взрывоопасности (Q ) блока и общей массы горючих
                                             в
паров  (газов)  взрывоопасного  парогазового  облака  (m) согласно методике
"Общие   принципы  количественной  оценки  взрывоопасности  технологических
объектов (стадий, блоков)", [95].

3. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ, КАЧЕСТВУ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ ГПЗ

3.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов могут быть:

- нефтяной газ установок сепарации нефти;

- нефтяной газ установок сепарации и подготовки нефти, осушенный на промысле;

- нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа;

- природный газ и газовый конденсат с установок первичной подготовки газа;

- продукты стабилизации нефти (нестабильный газовый бензин и др.);

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

- рефлюксы нефтегазопереработки;

- стабильный газовый конденсат.

3.2. Состав и параметры сырья, поступающего на завод, нормами не регламентируются и должны приниматься в соответствии с заданием на проектирование.

3.3. Номенклатура готовой (товарной) продукции ГПЗ должна устанавливаться заданием на проектирование исходя из состава исходного сырья и технико-экономической целесообразности получения товарных продуктов.

3.4. Качество товарных продуктов должно соответствовать действующим отечественным стандартам и техническим условиям, а при наличии требований в задании на проектирование - с учетом производства продукции на экспорт.

3.5. Параметры товарной продукции следует определять исходя из технических условий на отгрузку.

4. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ, ПРОИЗВОДСТВ, ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. Для газоперерабатывающих заводов, перерабатывающих бессернистое сырье, минимальное суммарное время в году, в течение которого технологические установки должны работать по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени), необходимо принимать не менее 8400 часов (350 дней); для ГПЗ, перерабатывающих сероводородсодержащее сырье, - не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий по сжижению нефтяного газа и для гелиевых производств - не менее 8000 часов (334 дня).

Примечания: 1. Под работой по схеме основного технологического процесса понимается время, в течение которого технологическая установка перерабатывает сырье и выдает установленную проектом товарную продукцию.

2. При реконструкции или техническом перевооружении установок минимальное суммарное количество дней работы в году по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени) должно быть определено заданием на проектирование и его следует принимать, как правило, не ниже ранее принятого проектом.

4.2. Режим работы основного оборудования технологических установок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

4.3. Материальное исполнение оборудования, трубопроводов, арматуры должно выбираться из срока эксплуатации завода не менее 15 лет с учетом климатических условий и среды в оборудовании.

Внутренние детали для сосудов, теплообменников, колонн, сепараторов, АВО, арматуры (трубные пучки, тарелки, каплеотбойники и т.п.), которые могут быть легко заменены в ходе ремонтных работ, должны быть рассчитаны на срок эксплуатации не менее 10 лет при нормальных рабочих условиях.

4.4. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации оборудования определяется "Положением о системе [1] технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и аппаратов объектов сбора, транспорта и переработки нефтяного газа" и инструкциями о порядке безопасного проведения ремонтных работ.

5. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

5.1. Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма массы газообразных и жидких продуктов, получаемых из сырья, меньше массы поступающего сырья.

Не относятся к потерям и в материальном балансе должны учитываться самостоятельно:

а) растворенные или взвешенные примеси (вода, соли, механические примеси и пр.);

б) растворители, реагенты, масла, хладагенты, абсорбенты, ингибиторы и т.п.;

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства;

г) продукты, получаемые и используемые на собственные нужды (в качестве топлива, хладагента, абсорбента, теплоносителя и т.п.).

5.2. Потери газообразного и жидкого сырья и готовой продукции складываются из организованных (сжигание на факеле продуктов при опорожнении оборудования перед ремонтом, сжигание кислых газов на факеле или в инсинераторе (печь дожига), сжигание хвостовых газов Клауса в инсинераторе и т.п.) и неорганизованных (утечки через неплотности фланцев, ПК и т.п.) потерь.

Расчет неорганизованных потерь выполняется в разделе проекта "Охрана окружающей среды" по методикам, утвержденным органами Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов.

5.3. Для расчета технико-экономических показателей и для первоначального планирования выпуска товарной продукции в проекте технологических установок в материальном балансе рекомендуется принимать механические потери сырья не более указанных в таблице 1.

Таблица 1

----+---------------------------------------------------+------------------
¦ N ¦              Наименование установок               ¦Потери, % мас. от¦
¦п/п¦                                                   ¦перерабатываемого¦
¦   ¦                                                   ¦ сырья, не выше  ¦
+---+---------------------------------------------------+-----------------+
¦1. ¦Отдельно стоящие компрессорные станции             ¦0,3              ¦
¦2. ¦Отдельно стоящие установки по очистке газа от      ¦0,4              ¦
¦   ¦кислых компонентов растворами аминов               ¦                 ¦
¦3. ¦Отдельно стоящие установки осушки газа в           ¦0,5              ¦
¦   ¦контакторах гликолями                              ¦                 ¦
¦4. ¦Отдельно стоящие установки осушки газа на твердых  ¦0,3              ¦
¦   ¦сорбентах                                          ¦                 ¦
¦5. ¦Установки переработки газа по схеме низкотемпера-  ¦0,5              ¦
¦   ¦турной абсорбции (НТА), включая компримирование и  ¦                 ¦
¦   ¦осушку газа                                        ¦                 ¦

¦6. ¦Установки переработки газа по схеме низкотемпера-  ¦0,5              ¦
¦   ¦турной конденсации (НТК), включая компримирование и¦                 ¦
¦   ¦осушку сырьевого газа, компримирование отбензинен- ¦                 ¦
¦   ¦ного газа                                          ¦                 ¦
¦7. ¦Отдельно стоящие газофракционирующие установки     ¦0,5              ¦
¦   ¦(ГФУ) с получением индивидуальных фракций углеводо-¦                 ¦
¦   ¦родов (этановой, пропановой, бутановой, изобутано- ¦                 ¦
¦   ¦вой, пентановой, изопентановой, гексановой)        ¦                 ¦
¦8. ¦Установки переработки углеводородного конденсата с ¦0,3              ¦
¦   ¦получением бензиновой и дизельной фракций          ¦                 ¦
¦9. ¦Установки получения серы по способу Клауса (без    ¦0,1              ¦
¦   ¦узла очистки хвостовых газов)                      ¦                 ¦
¦10.¦Установки переработки газа с извлечением гелия,    ¦1,5              ¦
¦   ¦этановой фракции, широкой фракции легких углеводо- ¦                 ¦
¦   ¦родов, включая компримирование и осушку газа       ¦                 ¦
----+---------------------------------------------------+------------------

Примечания: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 1, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок с использованием приведенных в таблице установок в качестве аналогов.

2. При наличии в технологической цепочке газоперерабатывающего завода нескольких установок, указанных в таблице 1, общие потери определяются суммированием.

3. При проектировании сырьевых, промежуточных и товарных парков, сливоналивных эстакад и газонаполнительных станций для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) потери следует принимать:

для парков - не более 0,3% масс. от хранимого продукта;

для сливоналивных эстакад и газонаполнительных станций - не более 0,05% масс. от отгружаемой продукции.

6. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ И КАЧЕСТВУ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ТОПЛИВА, ОБОРОТНОЙ ВОДЫ, ВОЗДУХА, АЗОТА

6.1. Требования к качеству используемых на ГПЗ реагентов, хладагентов, адсорбентов, абсорбентов, катализаторов, масел, смазок и вспомогательных материалов устанавливаются соответствующими действующими стандартами, техническими условиями, технологическими регламентами на проектирование.

6.2. Применяемые на ГПЗ реагенты, катализаторы и т.п. не должны оказывать вредного воздействия на последующие процессы, использующие продукцию ГПЗ.

6.3. При проектировании объектов ГПЗ следует принимать и обеспечивать в сетях завода параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздуха и азота (инертного газа), указанные в таблице 2.

Таблица 2

----+-----------------+-----------------------------+----------------------
¦ N ¦  Наименование   ¦    Параметры на границе     ¦Требования к качеству¦
¦п/п¦                 ¦ производства энергосредств  ¦                     ¦
¦   ¦                 +---------------+-------------+                     ¦
¦   ¦                 ¦давлен. избыт. ¦ температура ¦                     ¦
+---+-----------------+---------------+-------------+---------------------+
¦1. ¦Топливный газ:   ¦               ¦             ¦                     ¦
¦   ¦к газопотребляю- ¦не ниже 0,45   ¦не ниже минус¦Отсутствие капельной ¦
¦   ¦щим установкам   ¦МПа, Р    = 0,6¦10 °С        ¦жидкости             ¦
¦   ¦(котельные, печи,¦      max      ¦             ¦                     ¦
¦   ¦РММ, лаборатории ¦МПа            ¦             ¦                     ¦
¦   ¦и т.д.)          ¦               ¦             ¦                     ¦
¦   ¦к газомотоком-   ¦Параметры и качество топливного газа обеспечиваются¦
¦   ¦прессорам (ГМК) и¦исходя из требований инструкции по эксплуатации    ¦
¦   ¦газовым турбинам ¦заводов - изготовителей ГМК и турбин               ¦
¦2. ¦Вода оборотная   ¦Напор воды на  ¦Температура  ¦1. Взвешенных веществ¦
¦   ¦(при подпитке    ¦вводах техноло-¦воды, подава-¦не более 25 мг/л.    ¦
¦   ¦технической      ¦гических уста- ¦емой на тех- ¦2. Нефтепродуктов не ¦
¦   ¦водой)           ¦новок должен   ¦нологические ¦более 15 мг/л.       ¦
¦   ¦                 ¦приниматься по ¦установки,   ¦3. Карбонатная       ¦
¦   ¦                 ¦данным техноло-¦должна прини-¦жесткость не более   ¦
¦   ¦                 ¦гической части ¦маться по    ¦3,0 мг - экв./л.     ¦
¦   ¦                 ¦проекта и, как ¦данным техно-¦4. Общее солесодер-  ¦
¦   ¦                 ¦правило, не    ¦логической   ¦жание не более 1000  ¦
¦   ¦                 ¦превышать 0,25 ¦части проекта¦мг/л.                ¦
¦   ¦                 ¦- 0,35 МПа     ¦с учетом кли-¦5. Хлориды не более  ¦
¦   ¦                 ¦               ¦матологиче-  ¦300 мг/л.            ¦
¦   ¦                 ¦               ¦ских условий ¦6. Сульфаты не более ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦500 мг/л SO .        ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦           4         ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦7. РН - 6,5 - 8,5.   ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦8. БПК  = не более   ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦      5              ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦15 мг/л O .          ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦         2           ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦9. БПК      - не     ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦      полн.          ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦более 25 мг/л O      ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦               2     ¦
+---+-----------------+---------------+-------------+---------------------+
¦3. ¦Сжатый воздух для¦0,6 МПа        ¦не выше 40 °С¦Параметры и качество ¦
¦   ¦приборов контроля¦(в сети)       ¦             ¦воздуха для приборов ¦
¦   ¦и автоматики     ¦               ¦             ¦контроля и автомати- ¦
¦   ¦(КИА)            ¦               ¦             ¦зации и пневмопривод-¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦ной арматуры должны  ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦соответствовать тре- ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦бованиям п. 1.5 РТМ  ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦25-390-80 Минприбора ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦и ГОСТ 17433-80 (не  ¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦ниже 1 кл. загрязнен-¦
¦   ¦                 ¦               ¦             ¦ности)               ¦
¦4. ¦Сжатый воздух    ¦не ниже 0,6 МПа¦не выше 40 °С¦не регламентируется  ¦
¦   ¦общего назначения¦               ¦             ¦                     ¦
¦5. ¦Азот (инертный   ¦Принимаются для каждого      ¦Содержание кислорода ¦
¦   ¦газ) низкого и   ¦конкретного случая исходя из ¦в азоте (инертном    ¦
¦   ¦высокого давления¦требований разрабатываемого  ¦газе) должно отвечать¦
¦   ¦                 ¦проекта                      ¦требованиям обеспече-¦
¦   ¦                 ¦                             ¦ния взрывопожаробезо-¦
¦   ¦                 ¦                             ¦пасности проектиру-  ¦
¦   ¦                 ¦                             ¦емого производства   ¦
¦   ¦                 ¦                             ¦и целям применения   ¦
¦   ¦                 ¦                             ¦азота                ¦
----+-----------------+-----------------------------+----------------------

Параметры водяного пара, теплофикационной воды, химочищенной воды, теплоносителя, электроэнергии приведены в разделе 19 "Требования к энергообеспечению ГПЗ".

7. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

7.1. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов жидкого сырья должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 3-х суток - при поступлении по железной дороге;

б) 2-х суток - при приеме сырья по трубопроводу.

7.2. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукций в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 3-х суток - при отгрузке по железной дороге;

б) 2-х суток - при отгрузке трубопроводным транспортом.

Запас хранения продукций при отгрузке автотранспортом должен определяться заданием на проектирование, но быть не менее 2-х суток.

При необходимости заказчик может увеличить объем хранения.

7.3. Общий объем резервуаров для хранения сырья или готовой продукции в промежуточных парках не должен превышать 16-часового запаса для каждого из видов продуктов.

7.4. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов жидкого сырья изотермическим способом должен обеспечить работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте;

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.5. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукции изотермическим способом должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте,

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.6. При необходимости применения резервуаров под давлением в качестве оперативного запаса при изотермическом хранилище СУГ их общий объем определяется с учетом принятого графика сливоналивных операций и мощности транспортных средств, но не более односуточного хранения.

7.7. В обоснованных случаях, когда поступление сырья и сбыт готовой продукции проектируются по трубопроводам и предусматриваются мероприятия по повышению надежности транспортно-распределительной системы (наличие нескольких источников производства и поступления сырья, сдвоенная система трубопроводов или сдвоенные участки на сложных местах трассы, наличие достаточного резервуарного парка у поставщиков или потребителей), или по требованию заказчика общий объем резервуаров для хранения запасов сырья и готовой продукции может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваются.

7.8. При возможности организации подземного хранения сжиженных углеводородных газов в хранилищах шахтного типа или соляных куполах запас хранения может быть увеличен до 30 суток.

7.9. Расчет потребных объемов резервуарных парков следует производить как разницу между вместимостью и величиной неиспользуемой зоны (коэффициент заполнения плюс мертвый остаток).

7.10. Объем склада для хранения товарной жидкой серы должен быть рассчитан на 5-суточный запас.

7.11. Склад твердой серы (гранулированной, пластинчатой и т.п.) должен быть рассчитан на хранение не менее 5-суточного производства всего завода.

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

8.1. Реагентное хозяйство ГПЗ должно обеспечивать возможность хранения запасов реагентов в соответствии с табл. 3.

Таблица 3

----+------------------------------+---------------------------------------
¦ N ¦    Наименование реагента     ¦      Запас, выраженный в сутках      ¦
¦п/п¦                              ¦                                      ¦
+---+------------------------------+--------------------------------------+
¦1. ¦Гликоли (этиленгликоль, диэти-¦30                                    ¦
¦   ¦ленгликоль, триэтиленгликоль) ¦                                      ¦
¦2. ¦Амины (моноэтаноламин, диэта- ¦30                                    ¦
¦   ¦ноламин, метилдиэтаноламин)   ¦                                      ¦
¦3. ¦Метанол                       ¦30                                    ¦
¦4. ¦Аммиак, хлор                  ¦30, но не более чем разрешено дейст-  ¦
¦   ¦                              ¦вующими нормативными документами на   ¦
¦   ¦                              ¦проектирование складов для хранения   ¦
¦   ¦                              ¦вредных веществ 1, 2 классов опасности¦
¦4. ¦Кислоты                       ¦30                                    ¦
¦5. ¦Сода каустическая и           ¦25                                    ¦
¦   ¦кальцинированная              ¦                                      ¦
¦6. ¦Ингибиторы коррозии           ¦20                                    ¦
¦7. ¦Гипохлорид                    ¦30                                    ¦
¦8. ¦Прочие реагенты (присадки,    ¦30                                    ¦
¦   ¦тринатрийфосфат и др.)        ¦                                      ¦
----+------------------------------+---------------------------------------

Примечания: 1. При поставке химреагентов по импорту допускается увеличивать запасы:

основных реагентов (гликолей, аминов и т.д.) в 3 раза;

ингибиторов коррозии в 6 раз, против указанных в таблице 3.

2. Необходимо учитывать размер тары поставляемой продукции.

3. При доставке реагентов ж/д транспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов должен быть не менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менее двух.

8.2. Запасы катализаторов, адсорбентов, химреагентов, используемых в качестве абсорбентов, хладагентов и т.п., потребляемых установками ГПЗ, устанавливаются исходя из 30-суточного текущего расхода их плюс одна загрузка для полной замены их в системе (так называемый оперативный запас).

Примечания: 1. Если на заводе имеется несколько однотипных установок, то оперативный запас катализаторов, абсорбентов, адсорбентов, хладагентов и т.п. предусматривается для полной замены его только на одной, наиболее крупной установке.

2. Если на заводе предусматривается строительство импортных установок с поставкой химреагентов, объем хранения рассчитывается на объем поставки их, как правило, включающий расход на первоначальное заполнение системы плюс расход на пополнение системы на один год эксплуатации.

8.3. Нормы запасов смазочных материалов (масел, консистентных смазок) следует принимать:

- при поступлении в железнодорожных цистернах до 20 суток, но объем емкости принимать не менее объема одной железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менее двух для каждого вида масел;

- при отгрузке в таре - до 30 суток;

- при доставке только водным путем - годовой запас.

8.4. Нормы запасов смазочного масла каждой марки для компрессоров следует принимать в объеме 50% масляной системы установленного парка машин плюс запас на пополнение систем в объеме 45-дневной потребности.

8.5. Для внутризаводских подстанций следует предусматривать запас трансформаторного масла не менее 110% объема наиболее маслоемкого электроаппарата.

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторного масла предусматривать в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций.

8.6. При доставке только водным путем запас реагентов, адсорбентов, абсорбентов и хладагентов предусматривать исходя из годового их расхода плюс одна загрузка для полной их замены в системе (оперативный запас).

9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

9.1. Технологическая схема ГПЗ и набор технологических установок, как правило, определяются технологическим регламентом на проектирование исходя из состава перерабатываемого сырья, ассортимента и качества готовой продукции, транспортной схемы сырья и готовой продукции, соответствующими заданию на проектирование.

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ должен обеспечить комплексную переработку газа, а также жидкого сырья, с получением сжиженных углеводородных газов, фракций индивидуальных углеводородов, моторных топлив, этана, гелия, серы и других сопутствующих компонентов, отвечающих конъюнктуре рынка, ценам на реализуемые продукты и финансовым возможностям заказчика.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, гелия, микроэлементов, включая тяжелые металлы, должна быть обоснована технико-экономическими расчетами.

Глубина извлечения серы из серосодержащих компонентов должна обеспечивать предотвращение загрязнения окружающей среды выше предельно допустимых концентраций.

9.2. Технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

максимально возможное балансирование не только материальных, но и энергетических ресурсов (электроэнергии, тепла и холода), т.е. переработку газа с минимальным поступлением внешней энергии;

безотходную и малоотходную технологию;

гибкость, т.е. возможность работы в условиях изменения количество, качество и параметров перерабатываемого сырья, ассортимента и количества вырабатываемых продуктов в зависимости от требований, оговоренных в задании на проектирование;

взрывобезопасность и высокую надежность за счет обеспечения параметров процессов, исключающих возможность взрыва в системе, применения противоаварийных устройств, систем противоаварийных защит (ПАЗ), повышения надежности контроля за параметрами, определяющими взрывоопасность технологических объектов, и т.п.;

предотвращение загрязнения окружающей природной среды (воздушного бассейна, почв и водоемов) и рациональное использование сырья, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

9.3. Технологическая схема завода должна включать факельную систему, систему дренажей жидких остатков и аварийного освобождения аппаратов и другие вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию и безаварийную остановку завода при нарушениях в системах энергообеспечения, при превышении допустимой загазованности, при пожаре, при опасных отклонениях технологического режима оборудования и т.п.

9.4. В технологических схемах ГПЗ и установок должно быть предусмотрено разделение на технологические блоки, для которых должны быть предусмотрены быстродействующая запорная арматура и системы, обеспечивающие при аварийной разгерметизации блока (АРБ) быстрое, при соблюдении требований безопасности, его отключение и опорожнение для сокращения поступления продуктов в окружающую среду.

9.5. Жидкие рабочие вещества из аппаратов, сосудов и трубопроводов, опорожняемых при авариях, ремонтах или ревизиях, подлежат сбросу в специальные дренажные сборники, с последующим их, по возможности, возвратом в процесс, а при отсутствии таковой, в соответствующие системы обработки и утилизации.

9.6. Количество дренажных систем определяется физико-химическими свойствами сред и компоновочными решениями завода.

Различные по физико-химическим свойствам продукты, как правило, имеют свою систему. Запрещается объединять различные потоки (продукты), способные при смешивании образовывать или выделять токсичные и взрывчатые вещества или выпадающие в осадки.

9.7. Расчетное давление элементов дренажной системы (трубопроводов, арматуры) должно приниматься равным максимально возможному при дренировании из аппарата с наибольшим расчетным давлением.

9.8. Сбросы от аппаратов, в которых расчетное давление ниже, чем в общей дренажной системе, следует объединять в коллекторы в соответствии с расчетными давлениями аппаратов. Подсоединение такого коллектора к общему должно производиться через обратный клапан.

Аппараты, указанные в настоящем пункте, должны иметь предохранительный клапан.

9.9. Объем дренажного сборника для жидких углеводородов должен быть не менее объема жидкой фазы, содержащейся в большем из аппаратов данной системы.

9.10. Управление арматурой подземных дренажных емкостей должно быть вынесено на поверхность, в исключительных случаях - располагаться в приямках. При глубине приямков 0,5 м и более необходимо предусматривать их вентиляцию.

9.11. Дренажные системы по сбору замерзающих жидкостей и жидкостей с высокой температурой застывания должны обогреваться и теплоизолироваться. Теплоизоляция подземных дренажных емкостей и трубопроводов должна иметь пароизоляционный слой.

9.12. Дренажные технологические и складские емкости, в которых находится не связанная с углеводородами вода, должны оборудоваться устройствами для отвода водных стоков в канализационные санитарно-технические сооружения.

    9.13.    Контроль   за   параметрами,   определяющими   взрывоопасность
технологических  объектов  с  блоками  с общей массой горючих паров (газов)
взрывоопасного   парогазового   облака  (m)  более  5  т,  с  относительным
энергетическим  потенциалом  взрывоопасности   Q   больше  37,   необходимо
                                                в
предусматривать  не  менее  чем  от двух независимых датчиков с раздельными
точками отбора.

9.14. Опасные отклонения значений параметров процессов, определяющих взрывоопасность процесса, должны сигнализироваться.

9.15. Емкостная аппаратура технологического назначения, складские емкости, колонны, рефлюксные емкости и т.д., в которых обращаются сжиженные газы и ЛВЖ, должна быть оснащена не менее чем тремя измерителями уровня. Сигнализация предельного верхнего уровня должна осуществляться от двух независимых измерителей.

9.16. Для измерения уровня и для поверки КиП уровня допускается установка замерных стекол на емкостях и аппаратах.

Замерные стекла должны быть защищены предохранительным щитком, а краны их должны быть самозапирающимися при поломке стекла.

На стекле должна быть нанесена красная черта предельного уровня в емкости.

Расчетное давление замерного стекла должно быть не ниже расчетного давления емкости или аппарата, на котором оно устанавливается.

9.17. Для насосов и компрессоров (группы насосов и компрессоров), перемещающих продукты, при выбросе которых в атмосферу возможно образование взрывоопасного парогазового облака в незамкнутом пространстве, должно предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях всаса и нагнетания запорных или отсекающих устройств, как правило, с дистанционным управлением.

9.18. На дыхательных линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ и ГЖ должны устанавливаться огнепреградители, обеспечивающие надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

9.19. Для надежного отключения от коллектора аппаратов и оборудования, работающих при давлении взрывоопасных и токсичных сред 4,0 МПа (40 кгс/кв. см) и выше, необходимо устанавливать два запорных органа, между которыми должно быть дренажное устройство с условным проходом не менее 25 мм, имеющее прямое соединение с атмосферой для взрывоопасных сред и с дренажными системами - для токсичных сред.

Допускается вместо второго запорного органа и дренажного устройства предусматривать стационарную поворотную заглушку (обтюратор), рассчитанную на давление трубопровода.

9.20. На вводах на установку горючих и сжиженных газов, в том числе нестабильного конденсата (вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, стоящего на улице), следует устанавливать отключающую арматуру с дистанционным управлением независимо от сечения трубопровода.

На вводах на установку трубопроводов с легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) и горючими жидкостями (ГЖ) следует устанавливать отключающую арматуру:

    а)  для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным приводом для
установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический
потенциал взрывоопасности Q  < 10, для установок с технологическими блоками
                           l
Q  > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;
 l

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления - дистанционное и/или местное.

9.21. На трубопроводах вывода с установки горючих и сжиженных газов ЛВЖ следует устанавливать обратный клапан и отключающую арматуру:

    а)  для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным приводом для
установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический
потенциал взрывоопасности Q  < 10, для установок с технологическими блоками
                           l
Q  > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;
 l

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления - дистанционное и/или местное.

9.22. Охлаждение технологических продуктов на технологических установках должно производиться, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения. Доохлаждение продуктов производить в системах оборотного водоснабжения (закрытых, открытых) или холодильных установках.

Закрытые системы оборотного водоснабжения с применением аппаратов воздушного охлаждения и холодильные циклы решаются в технологической части проекта, открытые - в разделе водоснабжения.

9.23. Количество производственных сточных вод, сбрасываемых в канализацию, должно быть минимальным.

Производственные стоки, сбрасываемые с установок, не должны содержать загрязнений, препятствующих или усложняющих их очистку на очистных сооружениях.

Если производственные стоки, сбрасываемые с установок, загрязнены специфическими веществами, следует проектировать локальные очистные установки в соответствии с технологическим регламентом.

10. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ УСТАНОВКАМ

10.1. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

10.1.1. Сепарацию газа от капельной жидкости и механических примесей необходимо предусматривать, как правило, в начале (по ходу газа) технологической схемы ГПЗ.

10.1.2. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей должна обеспечивать очистку газа от механических примесей, жидких углеводородов, свободной влаги, необходимую для нормальной работы последующего технологического оборудования установок (замерных пунктов сырого газа и компрессоров и др.) в заданном диапазоне изменения параметров сырого газа, в том числе по максимальной производительности по газу в условиях неэффективной работы промысловых установок подготовки газа к транспорту.

Кроме основного назначения отделение сепарации может выполнять такие дополнительные функция, как:

- смешение нескольких газовых потоков сырья;

- циркуляция газовых потоков и стабилизация давления газа на входе ГПЗ.

10.1.3. На газопроводе подачи нефтяного газа на ГПЗ непосредственно перед сепарацией газа необходимо устанавливать отделитель нефтяных, конденсатных и водоконденсатных пробок с утилизацией уловленных жидких углеводородов на ГПЗ или возвратом на промысловые сооружения.

10.1.4. На газопроводах нефтяного и природного газа, подводящих сырой газ к сепараторам ГПЗ, на расстоянии 500 - 700 м от границы предприятия должна устанавливаться быстродействующая запорная арматура, управляемая дистанционно из операторной и автоматически в аварийных ситуациях.

10.2. Установки очистки газа от кислых компонентов

10.2.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода и углекислого газа водными растворами аминов (МЭА-моноэтаноламина, ДЭА-диэтаноламина, МДЭА-метилдиэтаноламина) и другими поглотителями, а также с помощью молекулярных сит.

10.2.2. При проектировании установок очистки газа от кислых компонентов следует учитывать:

а) объем перерабатываемого кислого газа и потенциальное содержание кислых компонентов в газе;

б) тип инертных и кислых компонентов (азот, кислород, сероводород, двуокись углерода, сероокись углерода, сероуглерод, меркаптаны), их мольные концентрации в сырьевом газе;

    в) парциальное давление кислых компонентов в поступающем на переработку
газе, соотношение в нем CO /H S;
                          2  2

г) параметры (давление, температура) поступающего сырья;

д) требования к качеству очищенного газа и других готовых продуктов, получаемых на ГПЗ;

е) необходимость и способ извлечения сжиженных углеводородных газов (пропана, бутанов, их смесей), этановой, пентановой и др. фракций;

ж) месторасположение ГПЗ (установки);

з) требования к охране окружающей среды;

и) требования по надежности и безопасности;

к) высокую токсичность и агрессивность сероводорода.

    Если  в  исходном  сырье  содержится  значительное количество сероокиси
углерода  (COS),  сульфида  углерода  (CS ) и меркаптанов (RSH), с которыми
                                         2
моноэтаноламин   вступает   в   необратимые   реакции,  то  в  этом  случае
рекомендуется   применять   для   очистки  газа  от  сероводорода  растворы
диэтаноламина (ДЭА), которые стабильны для указанных выше соединений.
    В  тех  случаях,  когда  в  газе  высокое  соотношение  CO /H S  и  нет
                                                              2  2
необходимости  очистки  от  CO , очистку газа от сероводорода рекомендуется
                              2
осуществлять   с   использованием   раствора   метилдиэтаноламина   (МДЭА),
обладающего высокой селективностью по отношению к сероводороду.

Как правило, установки очистки газа от кислых компонентов проектируются на основании и в соответствии с технологическим регламентом на проектирование.

10.2.3. Природный и нефтяной газы, подаваемые в качестве сырья на установку очистки газа от сероводорода и других кислых компонентов, должны пройти предварительную сепарацию от капельной жидкости и механических примесей.

10.2.4. Остаточное содержание сероводорода и других кислых соединений в очищенном газе должно соответствовать требованиям к товарному газу действующих государственных стандартов, заданиям на проектирование или условиям технологии последующей переработки газа.

10.2.5. Нормальная работа установки сероочистки должна обеспечиваться при колебаниях в подаче сырья (газа), указанных в задании на проектирование. В случае отсутствия в задании такого требования работоспособность установки должна обеспечиваться при колебаниях подачи газа от 50% до 115% от номинальной производительности установки.

10.2.6. Требования на проектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода растворами аминов и другими поглотителями.

10.2.6.1. При выборе реагента для очистки газа от сероводорода (МЭА, ДЭА и других поглотителей) должны учитываться следующие факторы:

    -   состав   очищаемого  газа  (содержание  H S,  CO ,  O ,  CS ,  COS,
                                                 2      2    2     2
меркаптанов, тяжелых углеводородов);

- параметры газа (Р, t);

- требования к очищенному газу по остаточному содержанию удаляемых компонентов;

- стабильность реагента;

- селективность реагента;

- экономические показатели (капитальные вложения, энергозатраты, потери реагента и т.д.).

10.2.6.2. На установках с большими потоками циркулирующего раствора поглотителя предпочтение, как правило, отдается схемам с расщепленным (разделенным) потоком регенерированного раствора (тощего и полутощего).

10.2.6.3. В составе установок должно предусматриваться оборудование (емкости) для оперативного хранения амина, рассчитанное на прием всего количества раствора, циркулирующего в системе. Эта емкость может использоваться в качестве буферной в системе циркуляции раствора.

10.2.6.4. Для слива амина из аппаратов и трубопроводов и последующего возврата его на вторичное использование необходимо предусматривать дренажную систему.

Объем сборников насыщенного и регенерированного растворов должен быть рассчитан на прием основного количества поглотительных растворов при остановках установки.

Для приема остаточного количества раствора в аппаратах и трубопроводах должна предусматриваться дренажная емкость соответствующих размеров.

Возврат раствора в систему циркуляции следует осуществлять через узел фильтрации амина.

10.2.6.5. В составе установки следует предусматривать оборудование для приготовления и подачи в систему циркулирующего амина антивспениванителя и ингибитора коррозии (при необходимости).

10.2.6.6. Для поддержания заданной (расчетной) концентрации раствора амина схемой должна быть предусмотрена подпитка системы деминерализованной водой (паровой конденсат из котельной) и свежим амином со склада из бочки.

При подпитке системы амина только из бочки необходимо предусматривать устройство для разогрева бочки.

10.2.6.7. Для уменьшения потерь амина за счет окисления кислородом воздуха необходимо предусматривать создание "подушек" в емкостях хранения растворов амина путем подачи в них инертного газа вязкого давления (преимущественно азота) или очищенного углеводородного газа.

10.2.6.8. Для уменьшения потерь амина на выходящих потоках очищенного газа из абсорбера и кислых газов из десорбера необходимо предусматривать сепарацию газов с возвратом уловленной жидкости в систему регенерации амина.

10.2.6.9. Степень насыщения раствора кислыми газами, как правило, принимается не выше:

- 0,3 молей кислых газов на моль амина при очистке раствором МЭА;

- 0,4 молей кислых газов на моль амина при очистке раствором ДЭА, МДЭА.

Допускается увеличивать степень насыщения раствора кислыми компонентами при условии обеспечения эффективной защиты оборудования от коррозии (по данным технологического регламента на проектирование).

10.2.6.10. Температуру раствора амина, подаваемого на верх абсорбера, следует принимать на 2 - 6 °С выше температуры выходящего из абсорбера газа.

10.2.6.11. Температура насыщенного раствора амина на выходе из абсорбера не должна превышать расчетной (равновесной).

10.2.6.12. Не допускается попадание тяжелых углеводородов в раствор амина.

10.2.6.13. В случае подачи очищенного амином газа на последующую переработку с использованием процессов, на которые амин оказывает отрицательное влияние, например, осушка газа на цеолитах, рекомендуется применять водную промывку очищенного газа от амина.

10.2.6.14. Насыщенный раствор амина из абсорбера должен направляться в промежуточную емкость для выделения растворенных углеводородов при более низком давлении (как правило, при давлении 0,6 МПа) с повторной абсорбцией газа разгазирования амином.

При очистке газа с давлением ниже 1,5 МПа установка промежуточной емкости не обязательна.

10.2.6.15. При выборе рибойлеров отпарной колонны амина (десорбера) рекомендуется предпочтение отдавать аппаратам горизонтального типа с паровым пространством и несколькими входами по жидкости и выходами по газу.

10.2.6.16. Проектом должен быть решен вопрос обезвреживания и утилизации твердых и жидких отходов.

10.2.6.17. Очистка и утилизация аминосодержащих стоков должна проектироваться в соответствии с технологическим регламентом.

10.2.7. Требования на проектирование технологической части установки очистки газа от сероводорода адсорбционным способом.

10.2.7.1. Очистка газа от сероводорода и других сернистых компонентов адсорбционным способом, как правило, применяется для газов с низким содержанием сероводорода (до 0,2 - 0,3% об.).

10.2.7.2. Тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом на проектирование.

В случае отсутствия технологического регламента конкретно для данной установки допускается использовать данные регламентов аналогичных установок с соответствующими коррективами (при необходимости) на состав и количество сырья и др.

10.2.7.3. При проектировании адсорбционной установки следует предусматривать защиту от коррозии в системе охлаждения газа регенерации.

10.2.7.4. Направление потоков в адсорберах, как правило, принимается: для очищаемого газа - сверху вниз, для газа регенерации и охлаждающего газа - снизу вверх.

10.2.7.5. Перепад давления на адсорберах (гидравлическое сопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетному значению.

10.2.7.6. В случае очистки неосушенного газа или совмещенной осушки и очистки газа от кислых компонентов применяемый адсорбент (синтетические цеолиты) следует защищать от контакта с капельной влагой слоем твердого осушителя, значительно более стойкого к действию жидкой воды (например, активированной окиси алюминия).

10.2.7.7. На выходящих из адсорберов потоках очищенного газа, газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий и резервный) для очистки газа от механических примесей.

10.2.7.8. При выборе схемы процесса очистки газа необходимо рассматривать целесообразность совмещения этого процесса с осушкой газа.

10.2.7.9. Количество адсорберов, циклы переключений на различные режимы работы (очистка, регенерация, охлаждение) должны выбираться с учетом обеспечения долговременной работы печи нагрева газа регенерации, срока службы адсорбента и т.д.

10.2.7.10. В проекте установки должны быть решены вопросы утилизации газа регенерации, содержащего кислые компоненты, а также обработка отработанного сорбента до кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3. Осушка газа

10.3.1. Способ осушки газа следует выбирать в зависимости от температурного уровня принятого технологического процесса, а также требований, предъявляемых к газу (по точке росы по влаге) при его транспортировке.

Кроме того, при выборе способа осушки газа необходимо учитывать возможные примеси в газе: хлор-ионы, ПАВ, механические примеси, сернистые и азотистые соединения и др.

10.3.2. Расчетную точку росы газа по влаге следует принимать на 5 °С ниже требуемой по условиям процесса.

10.3.3. В зависимости от требуемой глубины осушки, как правило, принимается:

- адсорбционная осушка газа с доизвлечением влаги испаренным метанолом для глубокой осушки газа до точки росы ниже минус 70 °С;

- адсорбционная осушка на синтетических молекулярных ситах до осушки до точки росы ниже минус 50 °С;

- адсорбционная осушка на природных цеолитах (клиноптилолите) для осушки газа до точки росы до минус 30 °С;

- комбинированная осушка и очистка (на гликоль-аминовых растворах);

- абсорбционная осушка газа гликолями при температуре контакта (абсорбции) 15 - 30 °С для обеспечения точки росы не ниже минус 20 °С.

Для обеспечения более низкой точки росы газа по влаге при температуре в процессе охлаждения газа не ниже минус 23 °С рекомендуется применять осушку методом впрыска этиленгликоля с последующей его регенерацией.

10.3.4. При осушке газа адсорбционным способом тип адсорбента и режим работы оборудования (циклы переключения адсорберов) следует принимать в соответствии с технологическим регламентом на проектирование. Технологический регламент на проектирование разрабатывается научно-исследовательской организацией.

В случае отсутствия технологического регламента на проектирование допускается использовать рекомендации, изложенные в технической литературе и данных нормах.

10.3.5. Направление потоков в адсорберах, как правило, принимается:

- для осушаемого газа - сверху вниз;

- для газа регенерации и охлаждающего газа - снизу вверх.

10.3.6. Перепад давления на адсорберах (гидравлическое сопротивление слоя) следует принимать с коэффициентом не ниже 1,6 к расчетному значению.

10.3.7. В адсорберах следует предусматривать защитный слой для адсорбента, предотвращающий разрушающее действие капельной влаги и других загрязнителей.

10.3.8. На выходящих из адсорберов потоках осушенного газа, газа охлаждения и регенерации следует устанавливать фильтры (рабочий и резервный) для очистки газа от механических примесей.

Степень очистки газа следует принимать в зависимости от требований для последующих процессов и оборудования.

10.3.9. В системе охлаждения газа регенерации холодильник газа регенерации следует предусматривать из нержавеющей стали.

10.3.10. Количество загружаемого адсорбента в систему должно обеспечивать осушку газа до требуемой точки росы с учетом возможных колебаний по производительности, по влагосодержанию осушаемого газа, а также с учетом механического уноса влаги газом из сепаратора.

10.3.11. Количество адсорберов, цикличность их работы следует принимать по расчету с учетом конструктивных особенностей применяемой печи для нагрева газа регенерации.

10.3.12. При осушке газа адсорбционным способом с доизвлечением влаги испаренным метанолом, как правило, предусматривать: осушку газа на твердых поглотителях до точки росы минус 30 °С, доосушку газа испаренным метанолом до точки росы на 5 °С ниже требуемой в технологическом процессе.

10.3.13. В проекте установок осушки газа должны быть решены вопросы утилизации газа регенерации, а также обработки отработанных адсорбентов до кондиций, безопасных для окружающей среды.

10.3.14. Узел получения (испарения) и подачи в поток газа испаренного метанола следует проектировать по данным технологического регламента на проектирование.

10.3.15. При абсорбционной осушке газа гликолями степень насыщения гликоля водой принимать при контактном способе осушки в абсорберах 1,5 - 2,5%, при осушке - впрыском в охлаждаемый поток газа - 5 - 10%.

10.3.16. Температуру гликоля на входе в контактор следует принимать на 5 - 8 °С выше температуры выходящего с осушки газа с целью исключения конденсации углеводородов, и, как следствие, вспенивания раствора.

10.3.17. При осушке газа впрыском этиленгликоля следует использовать водные растворы с концентрацией в пределах 85 - 90%.

10.3.18. Рассчитанное количество (теоретически) регенерированного раствора этиленгликоля, подаваемого на впрыск в систему осушки, необходимо увеличивать не менее чем на 30%.

В случае если газ охлаждается, проходя последовательно ряд теплообменников, раствор этиленгликоля необходимо впрыскивать на вход в каждый теплообменник пропорционально количеству конденсирующейся в нем влаги.

10.3.19. Форсунки для впрыска гликоля следует монтировать в камерах теплообменников на входе газа таким образом, чтобы факел распыла мелкораспыленного этиленгликоля охватывал всю трубную решетку и распределялся равномерно во все трубки теплообменника.

10.3.20. На линии подачи этиленгликоля перед форсунками необходимо устанавливать фильтры (рабочий + резервный).

10.3.21. Разделение газа, углеводородного конденсата и насыщенного раствора этиленгликоля после охлаждения в теплообменниках при осушке впрыском, как правило, должно производиться в фазном разделителе.

Диаметр разделителя следует принимать таким, чтобы при нормальном уровне жидкости в разделителе скорость газа над всей поверхностью не вызывала механического уноса жидкости, а время отстоя превышало не менее чем на 5% время разрушения эмульсий "гликоль в углеводородном конденсате", "углеводородный конденсат в гликоле".

10.3.22. В случае разделения смеси "газ - углеводородный конденсат" при низких температурах, необходимо в схеме предусматривать сепаратор для разделения жидкой фазы на гликоль и углеводородный конденсат.

10.3.23. Разделение смеси раствора этиленгликоля и жидких углеводородов следует производить в сепараторе-отстойнике. Время разделения следует принимать не менее 1 часа.

С целью интенсификации процесса разделения раствора этиленгликоля от углеводородов необходимо предусматривать подогрев смеси до температуры 15 - 20 °С в сепараторе-отстойнике в зависимости от типа гликоля и его концентрации.

Допускается совмещение фазного разделителя и сепаратора в одном аппарате.

10.3.24. На линии выхода насыщенного раствора гликоля из абсорберов или фазных сепараторов-разделителей необходимо предусматривать дополнительный нагрев раствора гликоля до температуры 60 - 70 °С и выветриватель, где происходит отделение из раствора насыщенного гликоля растворенных в нем углеводородов.

10.4. Переработка газа

    10.4.1.  Выбор  схемы  переработки нефтяного газа должен определяться в
каждом  конкретном  случае в зависимости от содержания углеводородов С    в
                                                                      з+в
сыром  газе,  от  номенклатуры  выпускаемой  продукции  и требуемой степени
извлечения этана и пропана.

Как правило, технологическая схема переработки газа определяется технологическим регламентом на проектирование.

10.4.2. При проектировании ГПЗ предпочтение следует отдавать схеме низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером как наиболее перспективной и прогрессивной на данном этапе развития технологии и техники переработки нефтяного газа.

10.4.3. При проектировании низкотемпературных процессов переработки нефтяного газа, содержащего двуокись углерода, следует рассматривать необходимость очистки сырого газа от двуокиси углерода во избежание образования "сухого льда" в системе.

10.4.4. В схемах НТК с турбодетандером должна быть предусмотрена подача метанола в точки наиболее возможного образования гидратов.

10.4.5. Перед поступлением газа на турбодетандер необходимо устанавливать сепаратор для отделения жидкости и предусматривать блокировку (остановку) турбодетандера по высокому уровню жидкости в сепараторе.

10.4.6. Схема НТК с турбодетандером должна обеспечить возможность работы установки с выключенным турбодетандером с обеспечением требуемого качества товарной продукции.

10.4.7. При переработке нефтяного газа, содержащего сероводород, товарная продукция ГПЗ подлежит очистке от серосодержащих соединений в случае ее несоответствия техническим условиям.

При наличии в перерабатываемом газе сероокиси углерода (COS) вырабатываемую на установке широкую фракцию легких углеводородов следует очищать от COS во избежание образования сероводорода при длительном хранении и транспорте жидкой продукции.

10.4.8. Для возможной утилизации холода окружающего воздуха следует предусматривать аппараты воздушного охлаждения для охлаждения сырьевого потока.

10.4.9. Освобождение технологических аппаратов от жидких продуктов при нормальной остановке должно выполняться по схеме с максимальной откачкой в товарный парк.

Опорожнение оборудования и трубопроводов от остатков жидких продуктов должно производиться в дренажные емкости.

10.5. Переработка углеводородного конденсата

10.5.1. Требования настоящей главы распространяются на проектирование установок переработки углеводородного конденсата в составе ГПЗ, перерабатывающего нефтяной и природный газы.

10.5.2. Сырьем для установки переработки углеводородного конденсата могут быть: углеводородный конденсат, отделяемый в сепараторах из природного и нефтяного газов, поступающих на ГПЗ;

компрессат, выпадающий на промежуточных и конечной ступенях компримирования природного и нефтяного газов;

стабильный газовый конденсат;

нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа, первичной подготовки газа.

10.5.3. В процессе переработки конденсата могут быть получены следующие продукты:

    - стабильный конденсат (фракция C   );
                                     5+в
    - метан-этановая фракция (газ стабилизации);
    - фракции сжиженных газов (C , C ) или их смеси;
                                3   4
    - бензиновая фракция;
    - фракция дизельного топлива;
    - тяжелый остаток (мазут).

10.5.4. Номенклатура вырабатываемой продукции определяется заданием на проектирование и должна быть основана на анализе состава исходного сырья, требований к качеству товарной продукции и анализе схемы ГПЗ.

10.5.5. Схема переработки углеводородного конденсата может включать:

обезвоживание и обессоливание поступающего на переработку конденсата;

стабилизацию конденсата;

очистку от сероводорода;

разделение на углеводородные фракции;

очистку продуктов переработки конденсата от различных примесей в соответствии с требованиями к их качеству.

10.5.6. Схема переработки углеводородного конденсата должна быть взаимоувязана со схемой переработки нефтяного газа.

10.5.7. Системы регенерации и циркуляции химреагентов, утилизации кислых газов, циркуляции хладагентов, дренажные и факельные и т.п., как правило, должны объединяться с аналогичными системами завода.

10.5.8. Газ стабилизации, вырабатываемый на установке переработки углеводородного конденсата, как правило, используется в качестве топливного газа на ГПЗ и/или на собственные нужды установки.

10.6. Производство серы

10.6.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование технологической части установок для производства газовой серы по методу Клауса из кислых газов, извлекаемых в процессе очистки газа и конденсата от кислых компонентов (сероводорода) растворами аминов.

При проектировании установок производства серы следует также руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" [4].

10.6.2. При выборе схемы установок производства серы по способу Клауса должны быть рассмотрены следующие наиболее важные критерии и переменные (величины):

    а)  состав (соотношение H S и CO ) и количество кислого газа (сырья для
                             2      2
Клауса);

б) схема подачи сырьевого газа в процесс (с "прямым" или "разделенным" потоком), необходимость и способ подогрева кислого газа и воздуха;

в) режим сгорания кислого газа в печи;

г) способ подогрева газов перед входом их в каталитические конверторы;

д) выбор катализаторов по ступеням, объемная скорость сырья в каталитических конверторах, оптимальный температурный режим по ступеням;

е) температура конденсации серы в конденсаторах;

ж) коагуляция и отделение частиц увлеченной жидкой серы от уходящих газов в конденсаторах;

з) устойчивая работа установки в условиях изменения загрузки по сырью.

10.6.3. Количество ступеней каталитической конверсии, как правило, должно быть не менее двух.

Целесообразность дополнительных ступеней конверсии необходимо решать технико-экономическим обоснованием, с учетом принятой схемы установки доочистки отходящих газов и требований к защите окружающей среды.

10.6.4. На входе на установку производства серы кислых газов и топливного газа должны быть установлены сепараторы.

"Кислую" воду из сепаратора кислых газов необходимо возвращать на установку сероочистки.

10.6.5. Контроль и автоматизацию технологического процесса рекомендуется предусматривать в объеме, обеспечивающем:

    -  регулирование  соотношения H S/SO  на оптимальном уровне 2:1 в газах
                                   2    2
на выходе из последнего реактора (конвертора);

- регулирование температуры газа на входе в каталитические конверторы;

- регулирование температуры на выходе из конденсатора серы;

Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте: