5.1. Требования к качеству используемых на ГПЗ реагентов, хладагентов, адсорбентов, абсорбентов, катализаторов, масел, смазок и вспомогательных материалов устанавливаются соответствующими действующими стандартами или техническими условиями.
5.2. При проектировании объектов газоперерабатывающего завода следует принимать и обеспечивать в сетях параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздуха и азота (инертного газа), указанные в табл. 1
Таблица 1.
|
Наименование |
Параметры на границе потребляющего объекта |
|
Требования к качеству |
|
|
Давление избыточное |
Температура |
|
|
Топливный газ: |
|
|
|
|
к газопотребляющим установкам (котельные, печи, РША, лаборатории и т.д.) |
не ниже 0,6 МПа |
не ниже минус 10°С |
не регламентируются |
|
к газомотокомпрессорам (ГМК) и газовым турбинам |
Параметры и качество топливного газа обеспечиваются исходя из требований инструкции по эксплуатации заводов-изготовителей ГМК и турбин |
||
|
Вода оборотная |
Напор воды на вводах технологических установок должен приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не превышать 0,25-0,35 МПа |
Температура оборотной воды, подаваемой на технологические установки, должна приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не должна превышать 25-30°С |
1. Взвешенных вещество - не более 25 мг/л 2. Нефтепродуктов - не более 15 мг/л 3. Карбонатная жидкость – не более 3,0 мрэвк/л 4. общее солесодержание – не более 2000 мг/л 5. Хлориды – не более 300 мг/л |
|
|
|
|
6. Сульфаты – не более 500 мг/л |
|
|
|
|
7. РН – 6,5÷8,5 |
|
|
|
|
8. БПК – не более 15 мг/л О2 |
|
|
|
|
9. БПКПОЛН – не более 25 мг/л О2 |
|
Сжатый воздух для приборов контроля и автоматики (КиА) |
не ниже 0,6 МПа |
не выше 40°С |
Давление и температура воздуха для приборов контроля и автоматизации и пневмоприводной аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 13.053-76, а технические характеристики (класс загрязнения) ГОСТ 17433-80 |
|
Сжатый воздух общего назначения |
не ниже 0,6 МПа |
не выше 40°С |
не регламентируется |
|
Азот низкого давления |
0,6 - 0,8 МПа |
не выше 40°С |
По физико-химическим показателям газообразный и жидкий азот должен соответствовать ГОСТ 9293-71 (первому сорту), с содержанием кислорода в нем по объему (%) не более 0,5 |
|
высокого давления |
Принимается исходя из требований технологической части проекта |
|
|
Примечание: Параметры пара, теплофикационной и химочищенной воды, теплоносителей приведены в разделе 37, а параметры электроэнергии в разделе 38.
6. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
6.1 Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма масс 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, ингибиторы, механические примеси, масло и пр.);
б) расход растворителей, реагентов, хладагентов, абсорбентов и т.п.;
в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства;
г) продукты, получаемые на объекте и используемые на нем на собственные нужды (в качестве топлива, хладагента, абсорбента, теплоносителя и т.п.).
6.2. При расчетах в процессе проектирования товарных материальных балансов технологических установок следует закладывать потери сырья не более, указанных в табл. 2
Таблица 2.
|
Наименование установок |
Потери, % мас. от перерабатываемого сырья, не выше |
|
Отдельно стоящие компрессорные станции |
0,3 |
|
Отдельно стоящие установки по очистке газа от сероводорода с помощью этаноламинов |
0,4 |
|
Отдельно стоящие установки осушки или в контакторах с помощью гликолей |
0,5 |
|
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА), включая компримирование и осушку газа |
0,5 |
|
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной конденсации (НТК), включая компримирование и осушку газа |
0,5 |
|
Отдельно стоящие газофракционирующие установки (ГФУ), с получением индивидуальных фракций сжиженных углеводородов (этановой, пропановой, бутановой, пентановой, гексановой и др.) |
0,5 |
|
Установки переработки углеводородного конденсата |
1,0 |
|
Установки получения серы по способу Клауса (без узла очистки хвостовых газов) |
0,5 - 1,0 |
|
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия |
1,0 |
|
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия, этана, широкой фракции легких углеводородов, с очисткой и осушкой их на адсорбентах |
2,0 |
Примечания: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 2, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок
2. При наличии в технологической цепочке газоперерабатывающего завода нескольких установок, указанных в табл. 2, общие потери определяются суммированием.
6.3. При проектировании сырьевых, промежуточных и товарных парков, сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) потери следует принимать:
для парков - не более 0,3% мас. от хранимого продукта;
для сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций - не более 0,1% мас. от отгружаемой продукции.
Потери других нефтепродуктов в резервуарах при их хранении, внутризаводских перекачках, а также при сливе и наливе в железнодорожные и автомобильные цистерны следует определять по действующим "Нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании", введенным Госпланом СССР.
7. НОРМЫ РАСХОДА ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ
7.1. Настоящие расходные показатели для газоперерабатывающего завода со следующей характеристикой:
производительность технологической линии по переработке сырого нефтяного газа - 1,0 млрд. м3/год;
принятая технологий отбензинивания газа - схема низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером;
способ осушки газа и жидких углеводородов (компрессата и конденсата) - на твердых адсорбентах (цеолитах);
перерабатываемое сырье - нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 1,5 г/нм3 газа и целевых компонентов С3+выше от 350 до 500 г/м3;
получаемая товарная продукция: сухой отбензиненный газ и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);
давление сырого нефтяного газа на входе ГПЗ - 0,2+0,25 МПа, давление сухого отбензиненного газа на выходе с ГПЗ - 5,5 МПа;
основное применяемое оборудование: центробежные компрессоры К-890 в качестве сырьевых компрессоров, компрессоры 4ГП2-109/18-76
в качестве дожимных компрессоров сухого отбензиненного газа, пропановая холодильная установка на изотерме испарения пропана минус 30ºС или минус 38ºС, аппараты воздушного охлаждения (АВО) для охлаждения основных технологических потоков продуктов.
7.2. При проектировании ГПЗ с указанной в п.7.1 характеристикой расходные показатели по адсорбентам, хладагентам, вспомогательным материалам и энергоресурсам следует принимать в соответствие с приведенными в табл. 3 и 4.
Таблица 3
|
Наименование |
Расход |
|
|
|
На 100 м3 перерабатываемого газа |
На 106 ккал/ч получаемого холода |
|
Цеолиты, г, не более |
120 |
|
|
Пропан-хладагент, кг, не более |
- |
|
|
при изотерме: |
|
|
|
минус 40 и ниже |
- |
4,0 |
|
минус 30 и выше |
- |
3,0 |
|
Уголь активный, марки АГ-3, г, не более |
2,0 |
- |
Таблица 4
|
Наименование энергоресурсов |
Расход на 1000 м3 перерабатываемого газа |
|
Электроэнергия, квт/час, не более |
320 |
|
Топливный газ, кг у.т., не более |
2,6 |
|
Теплоэнергия, ГДж, не более |
0,22 |
|
Вода свежая на производственные нужды, м3, не более |
0,04 |
7.3. При проектировании установок осушки газа гликолями, установок осушки воздуха силикагелями и установок сероочистки нефтяного газа моноэтаноламином (МЭА) при расчете норм расхода следует руководствоваться методиками, разработанными Всесоюзным научно-исследовательским институтом организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ).
7.4. При переработке сероводородсодержащего нефтяного газа и наличии в составе ГПЗ установок сероочистки газа диэтаноламином … печах Клаусса расходные показатели по диэтаноламину, катализатору для печей клауса, аммиаку (для дегазации получаемой серы) могут определяться интерполяцией в соответствии с табл. 5.
Для ГПЗ, перерабатывающих природный газ
7.5. Настоящие нормы расхода установлены для газоперерабатывающих заводов с технологической схемой очистки природного газа от сероводорода диэтаноламином и осушки захолаживанием с впрыском ингибитора гидратообразования, совмещающий процесс осушки с отбензиниванием тяжелых углеводородов. В качестве ингибитора гидратообразования используется моноэтиленгликоль. Давление исходного газа не менее 5,8 МПа. Нормы даны для 2-х случаев: при содержании сероводорода в исходном газе 2% и 25% об. При другом содержании сероводорода в исходном газе нормы расхода могут определяться интерполяцией.
7.6. В табл. 5 приведены нормы расхода на основные химреагенты и материалы.
Таблица 5.
|
Наименование |
На 1000 м3 товарного газа |
|
|
|
На 1 тонну |
|
|
|
|
|
|
|
товарной серы |
нестабильного конденсата |
|
|
при содержании H2S в % объемных |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
25 |
2 |
25 |
2 |
25 |
|
Диэтаноламин (100%), г, не более |
91 |
146 |
- |
- |
57 |
57 |
|
Антивспениватель диэтаноламина (100%), г, не более |
5,5 |
8 |
- |
- |
2,7 |
2,7 |
|
Моноэтиленгликоль, (100%), г, не более |
50 |
50 |
- |
- |
- |
- |
|
Диэтиленгликоль, (100%), г, не более |
60 |
60 |
- |
- |
- |
- |
|
Пропан-хладагент, г, не более |
210 |
210 |
- |
- |
- |
- |
|
Аммиак, (100%), г, не более |
- |
- |
119 |
119 |
- |
- |
|
Катализатор для печей Клауса, г, не более |
- |
- |
600 |
560 |
- |
- |
|
Активированный уголь, г, не более |
10 |
11,3 |
- |
- |
3,9 |
3,9 |
|
Фильтрующий материал, г, не более |
1,1 |
7,2 |
- |
- |
2,5 |
2,5 |
Примечание: Расходы катализатора для печей Клауса приведены для случая, когда содержание сероводорода в перерабатываемом кислом газе не менее 50% объемных.
7.7. Дополнительно к расходу химреагентов и материалов по п. 7.6 следует учитывать их расход по установкам доочистки хвостовых газов печей Клауса в зависимости от принятого проектом метода доочистки.
7.8. Расходные нормы энергоресурсов приводятся для газоперерабатывающего завода мощностью по перерабатываемому природному газу 15 млрд. м3/год, при давлении сырого газа 5,8 МПа и содержании сероводорода в нем 2% объемных, углекислого газа 0,5% объемных и нестабильного углеводородного конденсата 90 г/м3, вырабатывающего товарный газ, элементарную серу, стабильный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов. Расход энергоресурсов на переработку стабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов в товарную продукцию настоящими нормами не учитывается.
