- •Территориально-производственное предприятие «лангепаснефтегаз» управление по переработке попутного нефтяного газа
- •«Компрессорная станция сырого газа-1 (кссг-1)»
- •Назначение и общая характеристика установки
- •Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов
- •2.1. Характеристика исходного сырья
- •2.1.1.Попутный нефтяной газ
- •2.3.2. Охлаждающая вода
- •2.3.3. Азот газообразный
- •2.3.3. Воздух киПиА (гост 17433-80)
- •Этиленгликоль (гост 19710 – 83)
- •Описание технологическоГо процесса и технологической схемы отделения кссг-1
- •3.1. Узел замера газа
- •3.2. Компрессорная сырого газа с наружной установкой
- •3.3. Маслосистема компрессора к-890-121-1
- •3.4. Узел охлаждения воды
- •3.5. Узел азотных емкостей
- •Нормы технологического режима
- •Контроль ведения технологического процесса
- •5.1. Аналитический контроль технологического процесса
- •5.2. Перечень систем сигнализации и блокировок
- •Основные правила пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях. Правила аварийной остановки установки
- •6.1. Подготовка компрессорной к пуску.
- •6.2. Пуск установки
- •6.3. Нормальная эксплуатация
- •6.4. Нормальная (плановая) остановка
- •6.5. Правила пуска, эксплуатации и остановки на ремонт в зимнее время
- •6.5.1. Пуск установки
- •6.5.2. Эксплуатация установки
- •6.5.3. Остановка установки
- •Безопасная эксплуатация производственного объекта (технологической установки)
- •7.1. Общие положения.
- •7.2. Характеристика опасностей производства.
- •7.2.1. Характеристика пожаро – взрывоопасных и токсичных свойств веществ, применяемых на производстве.
- •7.3. Возможные неполадки технологического процесса и аварийные ситуации, причины и способы их предупреждения и устранения.
- •7.3.2. Возможные аварийные ситуации и правила остановки при этом.
- •2. Прекращение подачи воздуха кип
- •4. Пожар
- •5. Прекращение подачи сырья
- •7.3.3. Минимальный перечень приборов контроля и регулирования, при отказе которых требуется аварийная остановка установки или перевода ее на циркуляцию.
- •7.4. Основные меры по защите технологического оборудования от возможных аварий и травматизма работников.
- •7.4.2. Перечень мер, принятых по предотвращению образования на установке взрывоопасных смесей, аварий, по ограничению зон развития аварийных ситуаций.
- •Молниезащита и защита от статического электричества
- •Шум и освещенность на рабочих местах
- •7.4.3. Безопасные методы обращения с термополимерами, пирофорными отложениями и продуктами, металлоорганическими и другими потенциально опасными соединениями.
- •7.4.4. Требования безопасности при пуске и остановке кссг-1.
- •7.4.5. Меры безопасности при ведении технологического процесса, выполнении регламентных производственных операций.
- •7.4.6. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при розливах и авариях.
- •7.4.7. Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования.
- •7.4.8. Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации
- •7.4.9. Основные потенциальные опасности применяемого оборудования и меры по предупреждению разгерметизации технологических систем.
- •7.4.10. Требования безопасности при обращении, хранении и транспортировки продукции.
- •7.4.11. Средства индивидуальной защиты и защитные приспособления.
- •Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу. Методы их утилизации
- •Перечень нормативной документации и обязательных инструкций
- •11. Приложения.
Назначение и общая характеристика установки
Установка компримирования сырого газа производительностью 1,0 млрд.нм3/год предназначена для компримирования попутного газа I, II, III ступеней сепарации нефтей группы месторождений Западной Сибири.
Для компримирования сырого нефтяного газа предусмотрено три компрессора К-890-121-1 Невского завода имени В.И. Ленина, из которых один резервный. Привод от электродвигателя СТПД-12500-2У4 мощностью 12500 кВт.
Установка компримирования сырого газа включает следующие узлы:
- узел замера сырого газа;
- компрессорную сырого газа с наружной установкой;
- отделение охлаждения умягченной воды;
- узел ёмкостей азота.
Генеральный проектировщик - «ВНИПИгазпереработка».
Генеральный подрядчик – трест «Мегионгазстрой».
Дата ввода установки компримирования сырого газа – III квартал 1983г.
Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов
2.1. Характеристика исходного сырья
2.1.1.Попутный нефтяной газ
Сырьем для установки компримирования сырого газа является нефтяной газ I, II, III ступеней сепарации нефти группы месторождений Западной Сибири.
Усредненный компонентный состав нефтяного газа приведен в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Компонентный состав попутного нефтяного газа с 1, 2 и 3 ступеней сепарации
№ |
Наименование |
Единицы измерения |
Состав нефтяного газа |
|
По проекту |
Фактический за 2006г. |
|||
1. |
Компонентный состав |
% вес |
|
|
|
О2 |
|
- |
0,08 |
|
N2 |
|
0,22 |
2,06 |
|
CO2 |
|
2,46 |
1,13 |
|
СН4 |
|
53,44 |
50,29 |
|
С2Н6 |
|
9,03 |
5,79 |
|
С3Н8 |
|
18,33 |
16,68 |
|
Изо-С4Н10 |
|
3,55 |
4,72 |
|
п – С4Н10 |
|
8,15 |
11,25 |
|
Изо-С5Н12 |
|
1,80 |
2,87 |
|
п – С5Н12 |
|
1,67 |
3,51 |
|
С6+выше |
|
1,35 |
1,62 |
2. |
Целевые углеводороды С3+В |
г/нм3 |
355 |
403,65 |
3. |
Плотность |
кг/см3 |
1,018 |
0,993 |
|
Нефтяной газ содержит: |
|
|
|
|
- воды - 2÷6 г/нм3 |
|||
|
- механических примесей до 70 мг/нм3 с размерами частиц от 0,001 до 0,25 |
|||
2.2. Характеристика готовой продукции
2.2.1. Скомпримированный попутный нефтяной газ
Готовой продукцией установки компримирования сырого газа является скомпримированный, неотбензиненный, нефтяной газ с давлением до 3,6 МПа и температурой 35 ÷ 40оС, который подается на осушку и переработку.
2.3. Характеристика реагентов и вспомогательных материалов
2.3.1.Смазочные масла
Для смазки подшипников компрессоров, редукторов, электродвигателей, торцевых уплотнений, зубчатых пар редукторов, зубчатых муфт, на органы регулирования и защиты центробежных компрессоров К-890-121-1 применяется масло турбинное марки ТП-22 по ТУ 38.101821 – 2001 г., требования к качеству которого приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2 – Требования к маслу турбинному ТП-22 (ТУ 38.101821-2001)
Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов |
Обозначения НД |
Характеристика качества |
Примечание |
|
Наименование показателя |
Значение по НД |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
масло турбинное ТП-22с |
ТУ 38.101821-83 |
1. Вязкость кинематическая, сСт |
|
Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров |
- при 40оС |
28,8 35,2 |
|||
- при 50оС |
20,0 23,0 |
|||
2. Стабильность против окисления: |
|
|||
- массовая доля осадка после окисления |
отсутствие |
|||
- кислотное число, мг КОН на 1 г масла |
не более 0,1 |
|||
- содержание летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН на 1 г масла |
не более 0,02 |
|||
3. Число деэмульсации, сек |
не более 180 |
|||
4. Коррозия на стальных стержнях |
отсутствие |
|||
5. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС |
не ниже 186 |
|||
6. Температура застывания, оС |
не выше –15 |
|||
7. Массовая доля серы, % |
не более 0,5 |
|||
8. Массовая доля водорастворимых кислот и щелочей |
отсутствие |
|||
9. Натровая проба базового масла в кювете на 20 мм, оптическая плотность |
не более 0,4 |
|||
10. Массовая доля механических примесей, % |
отсутствие |
|||
11. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ |
не более 2,5 |
|||
12. Зольность базового масла, % |
не более 0,005 |
|||
13. Массовая доля воды, % |
отсутствие |
|||
14. Массовая доля фенола в базовом масле, % |
отсутствие |
|||
15. Плотность при 20оС, кг/м3 |
не более 900 |
|||
Заменителем турбинного масла ТП-22 может служить масло компрессорное КП-8 по ТУ 38.101.543-87, требования к которому приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Требования к маслу компрессорному КП-8 (ТУ 38.101.543-87)
Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов |
Обозначения НД |
Характеристика качества |
Примечание |
|
Наименование показателя |
Значение по НД |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Масло компрессорное КП-8 |
ТУ 38.101.543-78 |
1. Вязкость кинематическая, сСт |
|
Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров |
- при 100оС |
7,0 9,0 |
|||
2. Индекс вязкости, не менее, % |
95 |
|||
3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС |
не выше 200 |
|||
4. Температура застывания, оС, не выше |
минус 15 |
|||
5. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более |
0,03 |
|||
6. Зольность без присадки, %, не более |
0,005 |
|||
7. Коксуемость, %, не более |
0,05 |
|||
8. Общая стабильность против окисления: осадок в масле после окисления, %, не более |
0,02 |
|||
9. Ускоренное испытание на коррозийность на стали при 20оС/сут. |
отриц. |
|||
10. Содержание механических примесей, мг/л |
отс. |
|||
11. Содержание воды, % |
отсутствие |
|||
12. Содержание серы, % |
Отсутствие |
|||
13. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более |
2,5 |
|||
14. Плотность при 20оС, кг/м3 |
885 |
|||
Масло должно быть удовлетворительным в длительной эксплуатации при температуре 75÷80оС, без вспенивания и образования чрезмерного количества испарений.