3. Установки по производству СПГ
3.1. Общие положения
3.1.1. Технологическая схема и оборудование установок по производству СПГ должны обеспечивать надежную безаварийную безотходную технологию сжижения природного газа и выдачу его потребителям в качестве моторного топлива или в систему газоснабжения (после регазификации).
3.1.2. Установки по производству СПГ должны включать следующие основные технологические блоки и сооружения:
пункт замера и редуцирования газа;
компрессорный цех;
блок очистки природного газа от СО2;
блок осушки природного газа;
блок сжижения природного газа;
блок ректификации;
блок регазификации СПГ (при выдаче газа в систему газоснабжения) с насосной станцией;
устройства для налива и отгрузки СПГ потребителям.
3.1.3. Выбор типа и количества единиц технологического оборудования установок СПГ следует производить с учетом состава газа, его физико-химических характеристик, обеспечения заданных технологических параметров процессов (производительность, давление, температура), а также создания резерва основного оборудования в целях повышения надежности работы установок СПГ.
3.1.4. При проектировании нестандартизированного оборудования необходимо использовать серийно выпускаемые узлы и детали, предусматривать возможность их монтажа с предварительной укрупненной сборкой (обвязка арматурой, трубопроводами, установка лестниц и обслуживающих площадок).
3.1.5. Оборудование, аппараты и трубопроводы, содержание СПГ, должны быть изолированы для поддержания заданной отрицательной температуры продукта и предохранения обслуживающего персонала от обмораживания при соприкосновении с холодными поверхностями.
Расчет толщины изоляционного слоя и выбор конструкции изоляции для оборудования, аппаратов и трубопроводов, содержащих СПГ, следует производить с учетом обеспечения минимальных потерь холода при максимальной температуре окружающей среды.
3.1.6. Обвязка трубопроводами технологических аппаратов, оборудования, содержащих горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости, должна предусматривать возможность подачи пара, инертного газа для продувки и подготовки оборудования и трубопроводов к ремонту, а также для обогрева холодных аппаратов и удаления образующихся в них гидратных пробок.
На паропроводе, трубопроводе инертного газа должны устанавливаться обратные клапаны и по два запорных устройства с продувочным вентилем меду ними. При необходимости, к отдельным аппаратам для указанных целей дополнительно следует предусматривать съемные участки линий пара, инертного газа с арматурой, которые во время эксплуатации оборудования отсоединяются от подводящих линий и заглушаются.
3.1.7. Технологические схемы основных блоков установки по производству СПГ должны обеспечивать возможность аварийного отключения каждого технологического аппарата или группы аппаратов, неразрывно связанных между собой технологическим процессом и расположенных на одной площадке (технологический контур). Отключение каждого технологического блока установки СПГ в случае аварии должно производиться дистанционно со щита оператора (диспетчера) с дублирующим ручным управлением отключающими запорными устройствами по месту.
3.1.8. При аварийном и плановом (на ремонт) отключении блоков установки СПГ опорожнение аппаратов, оборудования и трубопроводов, содержащих СПГ и хладоагенты, должно производиться в специальные дренажные резервуары, емкость которых определяется расчетом из условия полного опорожнения технологического контура (раздельно для СПГ и пропана). Емкости для сбора СПГ должны оборудоваться подогревателями для испарения жидкости и последующего сброса на факел.
Аварийное опорожнение аппаратов, содержащих сжиженные углеводородные газы в объеме, превышающем 1000 л, должно производиться дистанционно со щита оператора (диспетчера) в аварийный резервуар, размещаемый вне габаритов блока (установки) на расстоянии не менее 10 м. Расстояние от дренажных емкостей до аппаратуры наружных технологических блоков не нормируется, но эти емкости должны располагаться вне габаритов этажерки.
3.1.9. Система аварийных продувок инертные газом технологических блоков (контуров) должна обеспечивать их независимую продувку на факел по ходу технологического процесса и иметь дистанционное управление отключающей арматурой со щита оператора.
3.2. Компрессорный цех
3.2. В целях максимальной блокировки зданий и сооружений, сокращения площади застройки и протяженности технологических коммуникаций установок СПГ, следует в одном здании компрессорного цеха, но в отдельных помещениях, размещать следующие группы компрессоров (по отделениям):
отделение дожимных компрессоров;
отделение компрессоров холодильных циклов;
отделение компрессоров испарившегося СПГ.
Масляное хозяйство компрессорного цеха следует располагать в отдельном помещении. Хранение чистого и отработанного масел должно производиться в резервуарах склада ГСМ (в складской зоне комплекса СПГ).
3.2.2. Количество резервных компрессоров в отделениях следует принимать из расчета: 1 резервный агрегат при количестве рабочих до четырех и 2 резервных - при количестве рабочих агрегатов от четырех до восьми.
3.2.3. Технические характеристики газа, поступающего на компримирование, отличающиеся от указанных в технических условиях завода-изготовителя компрессорного оборудования, должны быть согласованы с заводом-изготовителем.
Отделение дожимных компрессоров
3.2.4. Исходный газ, поступающий из магистрального газопровода в отделение дожимных компрессоров, должен быть очищен от механических примесей, осушен и отделен от углеводородного конденсата.
3.2.5. В качестве дожимных компрессоров на остановках СПГ могут использоваться поршневые газомотокомпрессоры и центробежные компрессоры с приводом от газовой турбины или электродвигателя.
3.2.6. При многоступенчатом сжатии газа с промежуточным охлаждением следует производить поверочные расчеты на выпадение углеводородного конденсата после каждой ступени и, при необходимости, предусматривать установку сепараторов после холодильников каждой ступени.
Для поршневых компрессоров в конце сборных нагнетательных коллекторов необходимо предусматривать маслоотделители и маслосборники для улавливания масла.
3.2.7. Проектом должен решаться вопрос утилизации газового конденсата и регенерации масла для его повторного применения.
Отделение компрессоров холодильных циклов и испарившегося СПГ
3.2.8. Компрессоры холодильных циклов должны обеспечивать сжатие паров холодильных агентов от давления в испарителе до давления в конденсаторе в технологических циклах охлаждения природного газа и хладоагентов блоков сжижения газа.
3.2.9. Компрессоры испарившегося СПГ должны обеспечивать сжатие паров сжиженного природного газа, образующихся в изотермических резервуарах, с последующей их подачей в газопровод, в систему топливного газа на собственные нужды или на обратную конденсацию с возвратом в изотермическое хранилище. При необходимости, подача паров на прием компрессоров может осуществляться газодувками через теплообменные аппараты.
Газодувки и теплообменники устанавливаются на открытой площадке, максимально приближенной к изотермическому резервуару, за его защитным ограждением и противопожарным проездом, на расстояниях от зданий и сооружений комплекса, указанных в таблице 4 настоящих норм.
3.2.10. Для сжатия хладоагентов многокомпонентного состава и пропана следует применять, как правило, центробежные компрессоры с приводом от электродвигателя или газовой турбины.
Для сжатия испарившегося СПГ могут применяться поршневые компрессоры.
3.2.11. Конструкция компрессоров холодильных агентов должна обеспечивать минимальный унос масла хладоагентом, исключать потери хладоагента и допускать пуск компрессора под полным рабочим давлением в циркуляционном контуре. Компрессор должен обеспечивать нормальную эксплуатацию при изменении молекулярной массы хладоагента на 10 % от номинальной.
3.2.12. На всасывающих линиях компрессоров холодильных агентов СПГ должны быть предусмотрены сепарирующие устройства для защиты компрессоров от попадания жидкой фазы.
3.2.13. Для аккумуляции многокомпонентного холодильного агента, при снижении нагрузки на низкотемпературный блок сжижения, а также создания его запаса в системе, на всасывании компрессоров хладоагента следует устанавливать ресиверы.
3.2.14. В составе пропанового холодильного цикла, для компенсации переменного заполнения испарителей жидким пропаном при различных режимах работы, а также для создания запаса хладоагента в системе, следует предусматривать ресиверы жидкого пропана.
3.2.15. Емкость ресиверов холодильных циклов следует принимать из условия обеспечения 10-мин. запаса хладоагента.
3.2.16. В пропановых холодильных остановках с поршневыми компрессорами, для предотвращения попадания смазочного масла в испарители, ресиверы и другое технологическое оборудование, следует устанавливать маслоотделители. Маслоотделители должны иметь систему подогрева для испарения пропана с возвратом его в холодильный цикл. Масло следует направлять в маслосборники, а затем на установку регенерации, на склад ГСМ.
Технологическая обвязка компрессоров
3.2.17. В компрессорном цехе допускается установка только компрессорных агрегатов и скомпонованного с ними заводом-изготовителем технологического оборудования.
Все остальное оборудование следует размещать на открытых площадках перед помещением соответствующего отделения компрессорного цеха.
3.2.18. Каждый компрессорный агрегат должен иметь соответствующую запорную арматуру на всасывающих и нагнетательных трубопроводах, позволяющую надежно и безопасно отключать его от коллекторов.
3.2.19. Всасывающие трубопроводы не должны иметь пониженных участков ("мешков"). На нагнетательных трубопроводах между компрессором и запорным устройством должен быть установлен обратный клапан.
3.2.20. Сборные коллекторы всасывания и нагнетания следует располагать вне компрессорного цеха надземно на опорах.
Запорная арматура аварийного отключения компрессорных агрегатов от газовых коллекторов должна располагаться вне помещений компрессорного цеха на открытой площадке и иметь дистанционное управление со щита оператора (диспетчера).
3.2.21. Сброс от предохранительных клапанов компрессорных агрегатов следует предусматривать на факел. Для возможности опорожнения и продувки оборудования и трубопроводов компрессорного цеха следует предусматривать продувочные свечи.
3.2.22. Для уменьшения влияния вибраций при работе компрессоров необходимо соблюдать следующие условия:
фундаменты под компрессоры должны быть отделены от конструкции здания (фундаментов, стен, перекрытий и т.д.);
площадки меду смежными фундаментами компрессоров должны быть вставными, свободно опирающимися на собственные фундаменты;
трубопроводы обвязки машин не должны жестко крепиться к конструкциям здания и должны иметь соответствующие компенсирующие устройства, а также устройства для гашения пульсации газа.
3.2.23. Для уменьшения температурных удлинений технологических трубопроводов с парами СПГ и хладоагентов на всасе компрессоров, непосредственно у патрубков, следует устанавливать компенсаторы.
3.3. Блоки очистки и осушки газа
3.3.1. Перед подачей на блок сжижения природный газ должен быть очищен от мехпримесей, углекислоты (СО2) и осушен от влаги.
Содержание СО2 в природном газе после очистки не должно превышать 100 ? (профилей), а точка росы газа после осушки должна быть не выше минус 70 С во избежание забивки гидратами теплообменной аппаратуры блока сжижения.
3.3.2. Количество и схемы обвязки абсорберов, адсорберов и десорберов должны обеспечивать надежную непрерывную технологию очистки, осушки газа и регенерации поглотителей с автоматическим переключением аппаратов с рабочего цикла на цикл регенерации.
В проекте должны приводиться графики работы аппаратов осушки газа.
3.3.3. Высокотемпературный режим регенерации адсорбентов (цеолитов) обеспечивается огневыми подогревателями, конструкция и технологическая обвязка которых должна предусматривать:
подвод пара или инертного газа для продувки или тушения камеры сгорания, для продувки змеевика в соответствии с п. 3.1.6. настоящих норм; паровую завесу вокруг подогревателя. Управление паровой завесой и продувкой камеры сгорания и змеевиков азотом или паром должно осуществляться дистанционно из операторной или по месту, в том числе ручным приводом. Перед пуском пара или инертного газа должен подаваться звуковой сигнал;
автоматическое регулирование подачи топливного газа по температуре выходящего газа регенерации;
аварийное отключение подачи топливного газа и газа регенерации дистанционно со щита оператора. Отключающие устройства на линиях подачи топливного и технологического газа должны располагаться на расстоянии не менее 15 и не более 50 м от подогревателя;
продувку линий топливного и технологического газа со сбросом на факел.
Размещение огневых подогревателей в производственной зоне комплекса СПГ, с учетом противопожарных разрывов, должно соответствовать таблице 4 настоящих норм.
Система автоматики и блокировки подогревателей должна соответствовать требованиям, установленным нормами проектирования газоперерабатывающих заводов.
3.4. Блок сжижения природного газа
3.4.1. Выбор технологической схемы сжижения решается технико-экономическим сравнением вариантов с различными холодильными циклами, в зависимости от состава исходного газа и заданной производительности блока сжижения.
3.4.2. Для низкотемпературной конденсации природного газа могут использоваться следующие холодильные циклы: классический каскадный (на системе пропан-этилен-метан), детандерный, однопоточный с многокомпонентным хладоагентом.
3.4.3. При сжижении природного газа с достаточным содержанием этана целесообразно применение однопоточного холодильного цикла с многокомпонентным хладоагентом, представляющим собой смесь углеводородов (метан, этан, пропан) с азотом.
Состав многокомпонентного хладоагента (мольный %) зависит от состава сжижаемого газа и подбирается из расчета обеспечения оптимальных термодинамических характеристик процесса с минимальными удельными энергетическими затратами.
В целях экономии энергетических затрат в холодильном цикле с многокомпонентным хладоагентом может вводиться предварительное пропановое охлаждение - пропановый холодильный цикл.
3.4.4. С целью получения компонентов хладоагента в технологической схеме низкотемпературного блока сжижения следует предусматривать, на определенном температурном уровне, в зависимости от состава исходного газа, вывод фракции тяжелых углеводородов в блок ректификации.
3.4.5. Подача азота, вводимого в состав многокомпонентного хладоагента, предусматривается из азотной станции комплекса СПГ.
3.4.6. При содержании азота в сжиженном природном газе более 5 % объемных, для его удаления следует предусматривать в составе блока сжижения отпарную азотную колонну.
3.4.7. Целесообразность повторного использования отпаренного избыточного азота решается в зависимости от его количества и чистоты в каждом конкретном проекте.
Теплообменная аппаратура
3.4.8. Режимы теплообмена между прямыми потоками исходного природного газа и обратными потоками газа и хладоагентов в теплообменных аппаратах низкотемпературного блока должны обеспечивать охлаждение исходного газа до температуры конденсации, конденсацию и переохлаждение СПГ для обеспечения режима изотермического хранения в резервуарах СПГ.
3.4.9. Поступающий на изотермическое хранение сжиженный природный газ должен быть переохлажден до температуры от минус 163 С до минус 166 С.
3.4.10. С целью наиболее рационального использования холода обратных потоков природного газа и холодильных циклов, выбора температурных уровней холодильных циклов, в проекте составляют диаграммы Q - t (теплосодержание, ккал/час - температура, С) для исходного газа и обратных потоков.
3.4.11. Для достижения белее равномерного распределения потоков по поверхности теплообмена, с сохранением необходимой разности температур между потоками, рекомендуется конденсатор и переохладитель природного газа принимать витой конструкции, с подачей хладоагента сверху вниз по межтрубному пространству аппарата.
3.4.12. При монтаже теплообменных аппаратов блока сжижения и их обвязки следует предусматривать сварные соединения. Трубки теплообменных аппаратов должны быть бесшовными цельнотянутыми без сварных соединений, с разводкой через трубные доски.
Блок ректификации
3.4.13. Блок ректификации предназначается для получения из фракции тяжелых углеводородов (выводимой из низкотемпературного блока сжижения) отдельных компонентов, которые входят в состав хладоагентов холодильных циклов.
Производительность блока ректификации должна быть рассчитана с учетом потерь хладоагента в количестве 0,2 от циркулирующего хладоагента в холодильных циклах блока сжижения.
Полный расчет колонн должен включать технологический, термодинамический, гидравлический и механический расчеты по действующим в газопереработке методикам.
3.4.14. В состав блока ректификации включают три колонны:
метановую, в которой производится отдувка избыточного количества метана с целью получения в качестве нижнего продукта смеси углеводородов с соотношением метана-этана, соответствующим расчетному соотношению этих компонентов в хладоагенте;
этановую, предназначенную для получения в качестве верхнего продукта смеси метана-этана в заданном соотношении;
пропановую, предназначенную для выделения технически чистого пропана, используемого в составе многокомпонентного хладоагента и для подпитки пропанового холодильного цикла.
3.4.15. Избыточное количество метана и этана, получаемых в метановой и этановой колоннах, следует направлять в систему внешнего газоснабжения (в газопровод) или на собственные нужды в качестве топлива.
Избыток пропана и широкая фракция тяжелых углеводородов из пропановой колонны направлять в расходные емкости и далее на отправку потребителям.
Расходные емкости
3.4.16. В составе блока ректификации, для промежуточного хранения получаемых продуктов - пропана и широкой фракции, следует предусматривать расходные емкости, единичным объемом не более 50 м3 - по одной емкости на каждый продукт.
Размещение расходных емкостей в составе технологического блока производственной зоны комплекса СПГ должно соответствовать таблице 4 настоящих норм.
Из расходных емкостей продукты следует откачивать в резервуары, предназначенные для хранения сжиженных углеводородных газов в складской зоне комплекса СПГ и далее - на отгрузку соответствующим потребителям.
|
