Файл: Отчет по производственной практике (технологическая).docx

Продолжение таблицы 1.5

3	ПБТ или ПТ на выходе из установки		Массовая доля компонентов, %: Сумма углеводородов С1-С2,		ПБТ	ПТ	1 раз в сутки 1 раз в декаду 1 раз в декаду
					Не нормируется
			Сумма пропана и пропилена, не менее		Не норм.	75
			Сумма бутанов и бутиленов, не более		60	Не норм.
			Объемная доля жидкого остатка при 20С,%, не более		1,6	0,7
			Давление насыщенных паров избыточное, МПА, при температуре: плюс 45С , не более минус 20С, не менее Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в т.ч. сероводорода
					1,6	1,6 0,16
					0,013 0,003
			Содержание свободной воды и щелочи		Отсутствие
4	ШФЛУ на выходе из установки	Массовая доля компонентов, %:		Марка «А»		Марка «Б»	1 раз в сутки
		Сумма углеводородов С1-С2, не более пропан, не менее Сумма углеводородов С4-С5, не менее Сумма углеводородов С6+в, не более		3 15 45 15		5 - 40 30
		Сероводорода и меркаптановой серы, не более В т.ч. сероводорода, не более		0,025 0,003		0,05 0,003	1 раз в декаду
		Содержание свободной воды и щелочи		Отсутствие

---

Продолжение таблицы 1.5

5	БГС на выходе из установки	Фракционный состав Начало кипения, С, не ниже	30 185 1,5 5,0 5,0 850 0,05 выдерживает отсутствие бесцветный, прозрачный	1 раз в сутки 1 раз в сутки
		Конец кипения, С, не выше
		Объемная доля остатка в колбе, %, не более Объемная доля остатка и потерь, %, не более Содержание фактических смол, мг/100мл бензина, не более Давление насыщенных паров, гПа, не более Массовая доля общей серы, %, не более
		Испытание на медной пластине
		Содержание воды и механических примесей Цвет

---

2. Принципиальная технологическая схема

Установка УПГ-3 состоит из следующих основных технологических блоков и систем:

- теплообменник Т-1 подогрева попутного компримированного нефтяной газа

- блок предварительной сепарации;

- блок осушки и очистки (подготовки газа);

- блок предварительного охлаждения и турбодетандерный блок;

- блок ректификации;

- блок печей;

- блок емкостей;

- система циркуляции теплоносителя (горячего дизельного топлива);

- система циркуляции регенерационного газа;

- система подачи метанола (для предотвращения гидратообразования) от общезаводского коллектора УКПГ-1;2;

- системы подачи антифриза (холодного гликоля) от общезаводского коллектора;

- система воздуха КИП от общезаводского коллектора;

- система теплых сдувок и низкотемпературных сбросов;

- факельная система;

- система пожаротушения;

- система топливного газа;

- система защиты печей азотом;

- система инертного газа (азота) от общезаводского коллектора.

Попутный компримированный нефтяной газ из магистрального газопровода высокого давления, с давлением от 3,4 МПа до 3,85 МПа и температурой от минус 2 °С до плюс 15 °С, после предварительного подогрева (при необходимости в зимнее время) до положительных температур в теплообменнике Т-1 за счет рекуперации тепла потока СОГ, поступающего с УКПГ-1,2, направляется в блок предварительной сепарации. В блоке производится сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей, что необходимо для нормальной работы замерного пункта сырьевого газа и адсорберов блока осушки газа. Предназначенная для этих целей емкость Е101 рассчитана на условия сепарации только от углеводородного конденсата, образовавшегося в трубопроводе за счет перепада температуры газа при транспортировке. Газ поступает на установку после компрессорных станций, где предусмотрена осушка до точки росы минус 20 ˚С, поэтому выпадения водяного конденсата в приемном сепараторе не предполагается. Углеводородный конденсат (поток не расчетный) после проверки его качества направляется либо в колонну К402, либо в трубопровод отводимого из установки БГС через запорно-регулирующий клапан LY1.551, работающий дискретно (открытие при максимальном уровне жидкости и закрытие при минимальном). Также предусмотрена возможность подачи углеводородного конденсата через дроссельную шайбу Ф-1 по трубопроводу Ду 50 в сепаратор-аккумулятор жидкости М-133/1,2 УКПГ-1,2 или в трубопровод НГДУ «Сургутнефть».

---

Газ из емкости Е101 через замерный узел (F1.401) поступает в блок подготовки газа – осушки и очистки от механических примесей. Вырабатываемый на установке переработки отбензиненный газ (метан-этановая фракция), с давлением от 1,6 МПа до 1,9 МПа, в основном направляется через замерный узел (F1.402) в магистральный газопровод, а часть газа, используемая для местных нужд в качестве топливного газа, направляется через замерный узел (F1.403), дросселируется на клапане PY1.252 до давления 0,3 МПа, проходит сепаратор Е102 и поступает в блок огневых подогревателей. Из сепаратора Е102 производится также подача газа, для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси, в факельный коллектор через клапан PY1.253 при падении давления РС1.253 ниже 0,01МПа (расход до 10 м3/ч).

При остановках установки переработки (плановой или аварийной) дросселирование газа, поступающего по магистрали высокого давления на УПГ 3, в трубопровод отбензиненного газа производится по байпасной линии помимо установки клапаном PY1.251.

Отсепарированный газ поступает в блок подготовки, где подается на осушку в адсорберы А201/1…4. Для обеспечения непрерывного режима работы печи подогрева регенерационного газа и уменьшения габаритов адсорберов принята схема из четырех адсорберов. Из четырех попеременно работающих адсорберов два находятся в режиме сорбции (работают в параллель со сдвигом по времени на половину рабочего цикла), один находится в режиме регенерации и один в стадии охлаждения.

Осушенный газ проходит через фильтры Ф201/1…4 для очистки от механических примесей, в том числе от мелкодисперсной сорбентной пыли. Для возможности очистки фильтров на действующей установке фильтры сгруппированы в две группы (по два аппарата в каждой), одна из которых находится в работе, а другая - на очистке либо в резерве.

Медленный подъем (со скоростью не выше 0,1 МПа в минуту) и плавный сброс давления в переключаемом с одного режима на другой адсорбере осуществляется через специальные вентили заполнения (сброса) под контролем перепада давления в адсорбере и в линии, с которой технологически связан адсорбер.

Переключение адсорберов производится автоматически по заданному алгоритму. Алгоритм переключения адсорберов приведен в приложении Б.

Осушенный и очищенный от механических примесей газ поступает в блок предварительного охлаждения. Здесь газ разделяется на два потока. Основной охлаждается в трубном пространстве теплообменника Т301 за счет рекуперации холода обратного потока отбензиненного газа, а часть газа в теплообменнике Т302 охлаждается за счет холода жидкости из сепаратора С301, направляемой в качестве питания в колонну К401. Отбор газа на теплообменник Т302 производится клапаном TY3.151 по заданию регулятора ТС3.151 температуры питания колонны К401. Скоростной напор, необходимый для требуемого распределения газа между указанными потоками, обеспечивается установленным на входе в теплообменник Т301 клапаном PY3.217, поддерживающим давление газа на входе в блок предварительного охлаждения (РС3.217).

---

Сепарация фаз охлажденного до температуры минус 70˚С потока производится в сепараторе С301, откуда газ направляется на адиабатическое расширение в детандерную часть турбодетандерного агрегата ТДА301, где охлаждается до температуры минус 106°C за счет снижения давления до 1,5 -1,7 МПа, а жидкость дросселируется на клапане LY3.551, поддерживающем в сепараторе заданный уровень LС3.551, и через теплообменник Т302 направляется в колонну К401 в качестве питания.

На одном валу с детандерной частью ТДА 301 установлена компрессорная часть ТДА 301, в которую подается на дожатие сухой отбензиненный газ после теплообменника Т301. Регулирование давления газа на выходе с компрессорной части ТДА 301 осуществляется клапаном В12, установленным по выходу сухого отбензиненного газа с установки. Для защиты турбодетандера от повышения давления на отводящем трубопроводе из детандерной части установлен блок предохранительных клапанов ППК 302/1,2. Турбодетандер ТДА 301 оснащен системой смазки, обеспечивающей подачу и отвод масла к узлам трения, а также охлаждение, фильтрацию, нагрев (при необходимости) масла. Для пуска, управления и обеспечения работы в различных режимах, а также для аварийного отключения при повышении параметров работы (Р, Т, F) выше допустимых предусмотрена локальная система управления, сигнализации и защиты (САУ). Данные о параметрах, режимах работы, поступают на щит управления, установленный в здании операторной УПГ-3.

При пуске установки и временной остановке турбодетандерного агрегата газ из сепаратора С301 направляется по байпасу помимо детандера через запорно-регулирующий клапан Y3.01, на котором дросселируется до давления 1,5 - 1,7 МПа. В этом случае холод вырабатывается не адиабатическим расширением газа в детандере с отдачей внешней работы, а дроссель - эффектом при прохождении газа через клапан. Этот процесс значительно менее эффективный, что приводит к изменению температурного режима установки и снижению выхода товарных продуктов. Выход отбензиненного газа при этом также производится по байпасной линии помимо компрессора ТДА, через В321 (арматура на входе и выходе детандера В34, В35 и на входе и выходе компрессора В316 и В320 автоматически закрывается).

Из трубопровода отсепарированного газа отбирается газ уплотнения для турбодетандерного агрегата, необходимый для предупреждения попадания смазочного масла в контур ПНГ. Газ уплотнения подается в уплотнения вала, опоры подшипников. Нагрев газа уплотнения производится в теплообменнике Т303 теплоносителем, регулирование температуры нагрева производится клапаном Y3.10. Предусмотрен контроль температуры и давления уплотняющего газа перед подачей в ТДА 301 поз. Т3.107 и Р3.207 соответственно.

---