2. Описание технологической схемы

1. Пришедший газ поступает в сепараторы приемные. Выполнен замер давления и температуры (ТIR, и PIR) поступающего газа.

Сепараторы приемные (С1/1, С1/2) – предназначены для сепарирования газа от жидкости, выделившейся в газопроводе. Сброс жидкости из сепараторов производится постоянно самотеком (работа по «сухому дну»). По максимальному уровню в сепараторах происходит сигнализация аварийно высокого уровня и автоматическое закрытие входных задвижек (LSA^HH). Осуществляется контроль давления, температуры и текущего уровня жидкости в сепараторах (TIR; TI; PIR; PI, LISA^H_L).

Жидкость накапливается в емкости сбора конденсата. В емкости замеряется и регистрируется давление и температура газа (PIR, PI , TIR , TI ). Из емкости Е1 конденсат откачивается насосами (Н1,Н2), установленными в блочной насосной станции (НБК1) и через замер (счетчик СчК1 FQI 0341 – установлен в цехе) подается на ЦПС1 (на I ступень сепарации).

Работа насосов осуществляется по мере накопления конденсата в емкости:

• по нижнему уровню – отключение насоса (LISA _L),

• по рабочему – включение насоса в работу (LISA ^H).

Предусмотрен автоматический ввод резервного насоса (АВР) по аварийно высокому уровню (LSA^HH). Также предусмотрен дистанционный контроль других параметров в насосной конденсата: контроль давления напорного PISA^H_L и приемного PISA_L трубопроводов; перепада давления на фильтре PDIA^H; температуры подшипников двигателя и насоса TJISA^H; температуры гидропяты TISA^H ; утечек сальников LISA^H; утечек c гидропяты FISA^H; загазованности насосного блока QISA^HH (QISA^HH); температуры в помещении TIA-0134. Местную сигнализацию загазованности и двухштифтовый кнопочный пост для опробования ламп и съема звукового сигнала у входа в насосный блок:– IA-0157. Сигнализация открытия кожуха муфты GSA-0158 (GSA-0159).

2. Замер газа, поступающего на компрессорную КС-1 осуществляется после приемных сепараторов на узле учета газа (УУГ1) счетчиками газа (FQI), установленными в цехе учета газа и конденсата с коррекцией по температуре (TIR)и давлению (PIR). Выполнено байпасирование цеха с установкой арматуры с дистанционным управлением ЗД39…ЗД44 на данном трубопроводе. В здании установлены газоанализаторы со звуковой и световой сигнализацией (QISA^HH, IA) на 10% НКПРП (автоматическое включение вытяжной вентиляции), контроль температуры TIA_L 0303.

3. Далее газ поступает в сепараторы с секцией промывки газа (скрубберы), (СК1/1…СК1/3). На входе каждого скруббера установлена электроприводная задвижка ЗД9…ЗД11. Верхняя часть сепараторов (СК1/1…СК1/3) оборудуется секцией промывки газа водой. Регулирование расхода поступающей воды для подачи в каждый скруббер осуществляется с помощью счетчиков СчВ1…СчВ3 (FICA 0815…0817) и регулирующих клапанов КР3…КР5 (HSV-08151…08171).

Нижняя часть сепараторов-скрубберов (СК1/1…СК1/3) предназначена для более полной очистки газа от капельной жидкости и от примесей. Сброс накопившейся жидкости производится в дренажную емкость ЕД2 (ЕД3) по уровню LICA^H_L клапанами (КР6…КР8 HSV), откуда погружным насосом Н4(Н5) жидкость подается на ЦПС1 в резервуары. На скрубберах осуществляется контроль, регистрация давления и температуры (TIR; TI; PI; PIR). На выходе газа с каждого сепаратора – скруббера (СК1/1…СК1/3) установлены электроприводные задвижки (ЗД12…ЗД14) и обратные клапана, предотвращающие попадание газа в скруббера при срабатывании антипомпажного контура.

4. Далее газ направляется в общий входной коллектор для трех ГПА. Из общего коллектора выполнена защита по давлению и расходу газа на входе в компрессора, при превышении давления более 0,5МПа срабатывает КР28 (HSA-03601) и происходит сброс газа на факел с регистрацией расхода СчГ6, СчГ7 (FQI), давления (PIR) и температуры (TIR). Клапан КР28 установлен в цехе замера.

Для противопожарной защиты цеха на подводящих и уходящих газопроводах от цеха установлена арматура с дистанционным электроприводом и байпасом ЗД4, ЗД45, ЗД46.

Затем газ разделяется на 3 линии компримирования (ГПА1…ГПА3). На входной линии каждого компрессора установлены запорные краны (КШ1…КШ3) с обводными линиями, фильтры, сужающие устройства СчГ8… СчГ10.

На входных газопроводах 1 ступени сжатия осуществляется контроль давления (PT, PI), температуры (TI, TТ), контроль перепада давления на фильтре (PDT) и кране КШ1 (PDT ), контроль перепада давления на диафрагме (PDT ). На выходе с 1 ступени компримирования – замер давления и температуры (PT, TТ).

На первой ступени сжатия в компрессоре, газ дожимается до абсолютного давления 0,6…1,9 МПа. После сжатия нагретый до температуры 100…160 ⁰С газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ1/1 (ВХ1/2,ВХ1/3) до температуры 25⁰С…60⁰С и поступает в сепаратор 1 ступени компримирования С2/1 (С2/2, С2/3). В газопровод, идущий на аппараты воздушного охлаждения с 1 ступени компримирования, дополнительно подается горячий газ регенерации (температура до 350⁰С) с установки осушки газа.

5. Каждая линия обвязана на свои аппараты воздушного охлаждения и сепараторы 1 ступени компримирования (С2/1, С2/2, С2/3), этим достигается удобство в управлении параметрами компримирования и отсутствие отключающей арматуры.

На ВХ1/1 регистрируются давление (PIR) и температура (TIR, TIСА) как входящих, так и выходящих потоков, по которым осуществляется работа вентиляторов и регулирование степени открытия жалюзи. Также осуществляется местный контроль давления и температуры (PI, TI).

В сепараторе (С2/1, С2/2, С2/3) от газа отделяется водный конденсат, который по уровню в сепараторе сбрасывается краном (КР9, КР10, КР11), и далее поступает в трубопровод конденсата со всех линий. Врезка осуществляется в конденсатопровод после насосов (Н1, Н2) до узла замера (СчК1 FQI), идущий на ЦПС1.

В сепараторе С2/1 контролируются следующие параметры: регистрация давления (PIR), регистрация температуры (TIR), сброс конденсата по уровню (LISA ^H_L, HSA), сигнализация максимально высокого уровня жидкости (LA^HH), местный контроль давления (PI).

6. Газ, после охлаждения и сброса жидкой фазы поступает на блок установки осушки газа. Газ на осушку поступает из сепараторов 1 ступени компримирования (С2/1…С2/3) каждый своей линией с давлением 0,6…1,9МПа. После установки осушки газа (БУОГ1…БУОГ3), газ возвращается на свою линию второй ступени сжатия компрессоров. Блоки осушки газа разрабатываются ОАО «ЛенНИИхиммаш».

Описание процесса осушки

Газ поступает в блок адсорберов под давлением (PIR) 0,6…1,9 МПа при температуре (TIR) 20…50С в состоянии насыщения влагой при указанных параметрах через шаровой запорный кран В115 по трубопроводу Ду400мм. Параметры замеряются в коллекторе. Поступивший в блок газ направляется в адсорбер, находящийся в режиме сушки.

При рабочих условиях происходит процесс поглощения цеолитами влаги. Процесс осушки ведется при движении газа в адсорбере сверху вниз.

Подача газа в адсорбер производится через заслонку В101, вывод осушенного газа из адсорбера в общий коллектор – через заслонку В102. Для очистки от сорбентной пыли газ направляется в один из двух фильтров Ф101 (один в работе, другой на очистке или в резерве). Вход в фильтр через дисковую заслонку В104, выход – через заслонку В105. По коллектору Ду400мм газ через шаровой запорный кран В117 поступает в линию всасывания 2-й секции компрессора. Перепад давления на адсорбере, находящемся в режиме осушки, замеряется датчиками (PDIA), на работающем фильтре – (PDIA). Замер параметров производится по месту и в АСУТП. Шаровые краны В115, В117 с электроприводом, управляются дистанционно из операторной. Заслонки на адсорберах с пневмоприводом двустороннего действия. Управление арматурой на потоках осушаемого газа и газа регенерации в процессах разогрева и охлаждения производится дистанционно по заданному в АСУТП алгоритму.

• Цикл работы одного адсорбера состоит из следующих этапов:

• Адсорбция – продолжительность 8…14 часов;

• Регенерация (разогрев) – продолжительность 8…14 часов;

• Охлаждение – продолжительность 8…14 часов.

Адсорбер представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 2800мм и высотой слоя сорбента 6300мм. Количество загружаемого цеолита NaA не менее 26,6т (~39 м³). На опорной решетке в нижней части адсорбера уложены два слоя сетки и фарфоровые шары диаметром 20 мм. Сверху, на слой сорбента, уложены также две слоя сетки и слой фарфоровых шаров высотой 150мм. Адсорбер снабжен люками для загрузки и выгрузки сорбента.

7. Газ после осушки поступает на вторую ступень компримирования (ГПА1…ГПА3). Первая и вторая ступени сжатия расположены в одном корпусе компрессорного агрегата. Для защиты компрессоров от попадания посторонних предметов на входных коллекторах установлены защитные решетки. На входных газопроводах 2 ступени у ГПА осуществляется контроль давления и температуры (PT; PI, TI, TТ), перепад давления на фильтре (PDT), перепад давления на диафрагме на входе во 2 секцию компрессора (PDT). На выходе со 2 ступени компримирования – также контроль давления и температуры (PT).

8. После второй ступени сжатия абсолютное давление газа 3,0…6,4 МПа, газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения (ВХ2/1) до температуры 25…60С и поступает в сепаратор 2 ступени компримирования (С3/1).

На аппаратах воздушного охлаждения 2 ступени также контролируется и регистрируется давление и температура как входящих, так и выходящих потоков (PI, PIR, TI, TIR, TICA), температура в переточной камере (TIСА), по которым осуществляется работа вентиляторов и регулирование степени открытия переточных и верхних жалюзи (GA, EY).

9. В сепараторах С3/1 контролируется и регистрируется давление (PI; PIR), температура (TI; TIR), уровень (LISA^H_L) и аварийно высокий уровень (LA^HH).

Кроме того, по периметру площадки установлены газоанализаторы со звуковой и световой сигнализацией (QIA^HH).

10. Газ после (С3/1) через электроприводной клапан (КШ7 NHSA), установленный на выходе с каждой линии компримирования газа, поступает на узел учета (УУГ2) со счетчиками (СЧГ14, СчГ15 FQI), и замером, регистрацией давления и температуры (PIR TIR) направляется в газопровод на Южно-Балыкский ГПЗ.

Для контроля влагосодержания газа, эффективности работы системы осушки на газовой линии установлен влагомер (Q42.661).

В сепараторах (С3/1…С3/3) от газа отделяется конденсат, сброс его осуществляется по уровню (LISA^H_L) клапанами КР12…КР14 (HS) и затем конденсат поступает в буферную емкость (БЕ).

В БЕ происходит накопление конденсата и по рабочему уровню происходит опорожнение его в газопровод, либо в нефтепровод, подающий нефть Приобского месторождения на ДНС Приразломного месторождения (работа КР15- LICA, HSA), выполняется контроль и регистрация давления (PIR, PI) и температуры (TI, TIR), сигнализация аварийно высокого уровня (LA^HH ).

По периметру площадки также установлены газоанализаторы со звуковой и световой сигнализацией (QIA^HH).

11. Далее пройдя узел замера конденсата (УУК1) со счетчиками (СчК2, СчК3 FQI) с регистрацией давления и температуры (PIR; TIR) конденсат сбрасывается в газопровод на ГПЗ. Предусмотрен и вариант сброса конденсата из (БЕ) в нефтепровод, подающий нефть Приобского месторождения на ДНС Приразломного месторождения.

Для осуществления сброса конденсата в газопровод установлен клапан КР18, который поддерживая давление (PICA) в напорном газопроводе, ниже на 0,05…0,1 МПа, чем в конденсатопроводе после СчК2 или СчК3 и позволяет совместный транспорт газа и конденсата.

На период пуска станции давление до клапана КР18 должно поддерживаться на уровне 3,0…6,4 МПа.

12. Для обеспечения нормальной работы компрессоров, которые могут работать только при загрузке, равной их номинальной производительности, выполнены две перепускные линии антипомпажного контура, оборудованные счетчиками и регулирующими клапанами.

Для обеспечения однофазного потока на входе во вторую ступень компримирования выполнен перепускной контур «горячего газа» с выхода второй ступени (температура до 160ºС) на вход. Количество перепускаемого газа определяется степенью открытия клапана КРП7 (КРП8, КРП9) в зависимости от температуры (TT 1-231, 2-231, 3-231).

В качестве привода компрессоров установлены газотурбинные установки ГТУ-12ПГ-4 с двигателем ПС-90 ГП-1 ОАО НПО «Искра».

Газ – топливо для турбин, уплотняющего газа и газ регенерации для блоков осушки (БУОГ1…БУОГ3) готовится в блоке подготовки топливного газа (БПТГ), разрабатываемого ОАО «ЛенНИИхиммаш». Газ отбирается из коллектора товарного газа перед узлом учета газа (УУГ2). Отбираемый газ дросселируется клапанами (КР16 (PICA 2005, HSV 2005) или КР22 (PICA 2006, HSV 2006) до давления 2,8…3,2 МПа и поступает в сепаратор (С4/1) или (С4/2), в которых собирается выпавший при дросселировании углеводородный конденсат. Для обеспечения бесперебойной работы топливной системы ГПА предусмотрено два сепаратора С4/1 и С4/2, один из которых является резервным. В сепараторах регистрируется температура (TIR 2019, 2020), местный контроль температуры и давления (PI 2002, TI 2001), выполнена сигнализация аварийно высокого уровня (LA^HH 2011, 2012).

Конденсат из С4/1, С4/2 сбрасывается при достижении рабочего уровня клапанами (КР17 LISA^H_L или КР23 LISA^H_L) и поступает в трубопровод конденсата. Врезка осуществляется после насосов (Н1, Н2) до узла замера (СчК1 – FQI 0341).

Сухой газ из сепараторов (С4/1, С4/2) подается в блок подготовки топливного газа (БПТГ).