Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow РД 39-135-94 Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов  
16.12.2018
    
РД 39-135-94 Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "РОСНЕФТЬ"

МИНТОПЭНЕРГО РФ

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

УТВЕРЖДЕНЫ:

Приказом ГП "Роснефть" № 61 от 17.10.94

Приказом РАО "Газпром" № 8 от 20.02.95

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзором России, письмо от 21.04.94 № 10-12/115

Главным управлением государственной противопожарной службы

МВД РФ, письмо от 03.03.94 № 20/3.2/393

Москва, 1994 год

Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов разработаны совместно институтом НИПИгазпереработка (г. Краснодар, Минтопэнерго) и институтом ВНИПИгаздобыча (г. Саратов, РАО "Газпром").

Исполнители:

от института "НИПИгазпереработка":

Лосилкин Б.М. (ответственный руководитель работы), Степанова А.А., Вивчарь Е.А., Яриш В.Т., Шахмуть Л.Н., Шушин Е.М., Голуненко А.С., Кокоулин И.К., Хомутов А.Г., Зуб Ю.Ю., Коробко В.Д., Савин В.Ф., Николаева Т.А., Лайко С.А.

от института_"ВНИПИгаздобыча":

Объедков Ф.С. (руководитель работы), Гамова Н.К., Чертухина Н.Ф., Самарцева Н.И., Сергеев В.Е.

Подготовлены к утверждению институтом "НИПИгазпереработка".

С введением в действие "Норм технологического проектирования газоперерабатывающих заводов" утрачивают силу "Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов".

 и .

Государственное предприятие "Роснефть"

Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов

РД 39-135-94

ГП "Роснефть"

Минтопэнерго РФ

РД 51-1-95

РАО "Газпром"

Российское акционерное общество "Газпром"

Взамен

ОНТП 1-86

Миннефтепром,

ОНТП 51-1-86

Мингазпром

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов (в дальнейшем НТП ГПЗ) распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установок по подготовке и переработке нефтяного и природного газов, в том числе сероводородосодержащих, и газового конденсата с получением товарной продукции, а также на разработку предпроектных материалов.

1.2. При проектировании расширения, реконструкции и технического перевооружения газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и отдельных технологических установок НТП ГПЗ распространяются только на расширяемую, реконструируемую и технически перевооружаемую часть.

НТП ГПЗ не имеют обратного действия и не могут применяться в контрольном порядке к сооруженным по ранее действовавшим нормам заводам и технологическим установкам в качестве их технической оценки.

Внесены институтом "НИПИгазпереработка"

Утверждены приказом ГП "Роснефть" от 17.10.94 № 61 и приказом РАО "Газпром" от 20.02.95 № 8

Срок введения в действие
с 1 ноября 1994 г.

1.3. Необходимость, порядок и сроки приведения действующих заводов и технологических установок в соответствие с настоящими НТП ГПЗ устанавливаются руководством предприятия по согласованию с местными органами Государственного надзора и администрацией.

1.4. Отступление от требований НТП ГПЗ допускается с разрешения инстанции их утвердившей и при представлении технических обоснований, подтверждающих необходимость и безопасность предлагаемых отступлений.

Отступление от требований НТП ГПЗ должны быть согласованы с разработчиками норм и соответствующими органами государственного надзора.

1.5. Проектирование объектов переработки нефтяного газа, природного газа и газового конденсата должно вестись на основании задания на проектирование.

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

- Газоперерабатывающий завод - комплекс основных и вспомогательных сооружений, обеспечивающих получение товарной продукции из поступающего сырья.

- Установка - набор оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, приборов КиА и вспомогательных устройств, обеспечивающих получение промежуточной или готовой товарной продукции или реагентов.

- Должно, необходимо, следует - используется для обозначения обязательных условий.

- Возможно, как правило - используется для обозначения условий, которые не являются обязательными и принимаются на усмотрение проектировщика.

- Авария - высвобождение собственного энергозапаса промышленного предприятия, при котором сырье, промежуточные продукты, продукция предприятия и отходы производства, установленное на промплощадке оборудование, вовлекаясь в аварийный процесс, создают поражающие факторы для персонала, населения, окружающей среды и самого предприятия.

- Объем - характеристика пространства, занимаемого телом или веществом.

- Вместимость - объем внутреннего пространства сосуда или аппарата.

- Рабочие давление - максимальное внутреннее избыточное давление для сосуда (аппарата), возникающее при нормальном протекании рабочего процесса, без учета гидростатического давления и без учета допустимого кратковременного повышения давления во время действия предохранительного клапана или других предохранительных устройств.

- Расчетное давление - давление, на которое производится расчет на прочность.

- Давление настройки предохранительного клапана - наибольшее избыточное давление на входе в клапан, при котором обеспечивается заданная герметичность в затворе.

- Межремонтный период - время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

- Блочно-комплектное устройство (БКУ) - объект одноцелевого функционального назначения, собираемый на специализированном предприятии или на месте монтажа из комплекта блок-боксов, блок-контейнеров.

- Блок-бокс - бокс с установленным технологическим оборудованием и/или инженерными системами.

- Технологический блок (стадия) - часть технологической системы или технологическая система, ограниченная отключающими устройствами от смежных систем по основным и вспомогательным технологическим потокам.

- Категория взрывоопасности технологического блока - классификация технологических блоков (стадий) в зависимости от значений относительного энергетического потенциала взрывоопасности (Qв) блока и общей массы горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака (m) согласно методике "Общие принципы количественной оценки взрывоопасности технологических объектов (стадий, блоков)", [95].

3. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ, КАЧЕСТВУ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ ГПЗ

3.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов могут быть:

- нефтяной газ установок сепарации нефти,

- нефтяной газ установок сепарации и подготовки нефти, осушенный на промысле,

- нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа,

- природный газ и газовый конденсат с установок первичной подготовки газа,

- продукты стабилизации нефти (нестабильный газовый бензин и др.),

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ),

- рефлюксы нефтегазопереработки,

- стабильный газовый конденсат.

3.2. Состав и параметры сырья, поступающего на завод, нормами не регламентируются и должны приниматься в соответствии с заданием на проектирование.

3.3. Номенклатура готовой (товарной) продукции ГПЗ должна устанавливаться заданием на проектирование, исходя из состава исходного сырья и технико-экономической целесообразности получения товарных продуктов.

3.4. Качество товарных продуктов должно соответствовать действующим отечественным стандартам и техническим условиям, а при наличии требований в задании на проектирование - с учетом производства продукции на экспорт.

3.5. Параметры товарной продукции следует определять исходя из технических условий на отгрузку.

4. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ, ПРОИЗВОДСТВ, ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. Для газоперерабатывающих заводов, перерабатывающих бессернистое сырье, минимальное суммарное время в году, в течение которого технологические установки должны работать по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени), необходимо принимать не менее 8400 часов (350 дней); для ГПЗ, перерабатывающих сероводородсодержащее сырье - не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий по сжижению нефтяного газа и для гелиевых производств - не менее 8000 часов (334 дня).

Примечания: 1. Под работой по схеме основного технологического процесса понимается время, в течение которого технологическая установка перерабатывает сырье и выдает установленную проектом товарную продукцию.

2. При реконструкции или техническом перевооружении установок минимальное суммарное количество дней работы в году по схеме основного технологического процесса (фонд эффективного рабочего времени) должно быть определено заданием на проектирование и его следует принимать, как правило, не ниже ранее принятого проектом.

4.2. Режим работы основного оборудования технологических установок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

4.3. Материальное исполнение оборудования, трубопроводов, арматуры должно выбираться из срока эксплуатации завода не менее 15 лет, с учетом климатических условий и среды в оборудовании.

Внутренние детали для сосудов, теплообменников, колонн, сепараторов, АВО, арматуры (трубные пучки, тарелки, каплеотбойники и т.п.), которые могут быть легко заменены в ходе ремонтных работ, должны быть рассчитаны на срок эксплуатации не менее 10 лет при нормальных рабочих условиях.

4.4. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации оборудования определяется "Положением о системе [1] технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и аппаратов объектов сбора, транспорта и переработки нефтяного газа" и инструкциями о порядке безопасного проведения ремонтных работ.

5. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

5.1. Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма массы 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, механические примеси и пр.),

б) растворители, реагенты, масла, хладагенты, абсорбенты, ингибиторы и т.п.,

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства,

г) продукты, получаемые и используемые на собственные нужды (в качестве топлива, хладагента, абсорбента, теплоносителя и т.п.).

5.2. Потери газообразного и жидкого сырья и готовой продукции складываются из организованных (сжигание на факеле продуктов при опорожнении оборудования перед ремонтом, сжигание кислых газов на факеле или в инсинераторе (печь дожига), сжигание хвостовых газов Клауса в инсинераторе и т.п.) и неорганизованных (утечки через неплотности фланцев, ПК и т.п.) потерь.

Расчет неорганизованных потерь выполняется в разделе проекта "Охрана окружающей среды" по методикам, утвержденным органами Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов.

5.3. Для расчета технико-экономических показателей и для первоначального планирования выпуска товарной продукции в проекте технологических установок в материальном балансе рекомендуется принимать механические потери сырья не более указанных в таблице 1.

Таблица 1

№№ пп

Наименование установок

Потери, % мас. от перерабатываемого сырья, не выше

1.

Отдельно стоящие компрессорные станции

0,3

2.

Отдельно стоящие установки по очистке газа от кислых компонентов растворами аминов

0,4

3.

Отдельно стоящие установки осушки газа в контакторах гликолями

0,5

4.

Отдельно стоящие установки осушки газа на твердых сорбентах

0,3

5.

Установки переработки газа по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА), включая компримирование и осушку газа

0,5

6.

Установки переработки газа по схеме низкотемпературной конденсации (НТК), включая компримирование и осушку сырьевого газа, компримирование отбензиненного газа

0,5

7.

Отдельно стоящие газофракционирующие установки (ГФУ) с получением индивидуальных фракций углеводородов (этановой, пропановой, бутановой, изобутановой, пентановой, изопентановой, гексановой)

0,5

8.

Установки переработки углеводородного конденсата с получением бензиновой и дизельной фракций

0,3

9.

Установки получения серы по способу Клауса (без узла очистки хвостовых газов)

0,1

10.

Установки переработки газа с извлечением гелия, этановой фракции, широкой фракции легких углеводородов, включая компримирование и осушку газа

1,5

Примечание: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 1, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок с использованием приведенных в таблице установок в качестве аналогов.

2. При наличии в технологической цепочке газоперерабатывающего завода нескольких установок, указанных в таблице 1, общие потери определяются суммированием.

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 % масс. от хранимого продукта,

для сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций - не более 0,05 % масс. от отгружаемой продукции.

6. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ И КАЧЕСТВУ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ТОПЛИВА, ОБОРОТНОЙ ВОДЫ, ВОЗДУХА, АЗОТА

6.1. Требования к качеству используемых на ГПЗ реагентов, хладагентов, адсорбентов, абсорбентов, катализаторов, масел, смазок и вспомогательных материалов устанавливаются соответствующими действующими стандартами, техническими условиями, технологическими регламентами на проектирование.

6.2. Применяемые на ГПЗ реагенты, катализаторы и т.п. не должны оказывать вредного воздействия на последующие процессы, использующие продукцию ГПЗ.

6.3. При проектировании объектов ГПЗ следует принимать и обеспечивать в сетях завода параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздуха и азота (инертного газа), указанные в таблице 2.

Таблица 2

№№ пп

Наименование

Параметры на границе производства энергосредств

Требования к качеству

давлен. избыт.

температура

1.

Топливный газ:

 

 

 

к газопотребляющим установкам (котельные, печи, РММ, лаборатории и т.д.)

не ниже 0,45 МПа, Рmax = 0,6 МПа

не ниже минус 10 °С

Отсутствие капельной жидкости

 

к газомотокомпрессорам (ГМК) и газовым турбинам

Параметры и качество топливного газа обеспечиваются исходя из требований инструкции по эксплуатации заводов-изготовителей ГМК и турбин.

2.

Вода оборотная (при подпитке технической водой)

Напор воды на вводах технологических установок должен приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не превышать 0,25 - 0,35 МПа

Температура воды, подаваемой на технологические установки, должна приниматься по данным технологической части проекта с учетом климатологических условий.

1. Взвешенных веществ не более 25 мг/л.

2. Нефтепродуктов не более 15 мг/л.

3. Карбонатная жесткость не более 3,0 мг-экв/л.

4. Общее солесодержание не более 1000 мг/л.

5. Хлориды не более 300 мг/л.

6. Сульфаты не более 500 мг/л SO4

7. РН - 6,5 ¸ 8,5

8. БПК5 = не более 15 мг/л О2.

9. БПКполн.- не более 25 мг/л О2.

3.

Сжатый воздух для приборов контроля и автоматики (КИА)

0,6 МПа (в сети)

не выше 40 °С

Параметры и качество воздуха для приборов контроля и автоматизации и пневмоприводной арматуры должны соответствовать требованиям п. 1.5 РТМ 25-390-80 Минприбора и ГОСТ 17433-80 (не ниже 1 кл. загрязненности)

4.

Сжатый воздух общего назначения

не ниже 0,6 МПа

не выше 40 °С

не регламентируется

5.

Азот (инертный газ) низкого и высокого давления

Принимаются для каждого конкретного случая исходя из требований разрабатываемого проекта

Содержание кислорода в азоте (инертном газе) должно отвечать требованиям обеспечения взрывопожаробезопасности проектируемого производства и целям применения азота.

Параметры водяного пара, теплофикационной воды, химочищенной воды, теплоносителя, электроэнергии приведены в разделе 19 "Требования к энергообеспечению ГПЗ".

7. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

7.1. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов жидкого сырья должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 3-х суток - при поступлении по железной дороге;

б) 2-х суток - при приеме сырья по трубопроводу.

7.2. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукций в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 3-х суток - при отгрузке по железной дороге;

б) 2-х суток - при отгрузке трубопроводным транспортом.

Запас хранения продукций при отгрузке автотранспортом должен определяться заданием на проектирование, но быть не менее 2-х суток.

При необходимости заказчик может увеличить объем хранения.

7.3. Общий объем резервуаров для хранения сырья или готовой продукции в промежуточных парках не должен превышать 16-ти часового запаса для каждого из видов продуктов.

7.4. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов жидкого сырья изотермическим способом должен обеспечить работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте;

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.5. Общий объем резервуаров для хранения каждого из видов готовой продукции изотермическим способом должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течение не менее:

а) 7 суток при трубопроводном транспорте,

б) 15 суток при железнодорожном транспорте.

7.6. При необходимости применения резервуаров под давлением в качестве оперативного запаса при изотермическом хранилище СУГ их общий объем определяется с учетом принятого графика сливо-наливных операций и мощности транспортных средств, но не более односуточного хранения.

7.7. В обоснованных случаях, когда поступление сырья и сбыт готовой продукции проектируются по трубопроводам и предусматриваются мероприятия по повышению надежности транспортно-распределительной системы (наличие нескольких источников производства и поступления сырья, сдвоенная система трубопроводов или сдвоенные участки на сложных местах трассы, наличие достаточного резервуарного парка у поставщиков или потребителей) или по требованию заказчика, общий объем резервуаров для хранения запасов сырья и готовой продукции может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваются.

7.8. При возможности организации подземного хранения сжиженных углеводородных газов в хранилищах шахтного типа или соляных куполах запас хранения может быть увеличен до 30 суток.

7.9. Расчет потребных объемов резервуарных парков следует производить как разницу между вместимостью и величиной неиспользуемой зоны (коэффициент заполнения плюс мертвый остаток).

7.10. Объем склада для хранения товарной жидкой серы должен быть рассчитан на 5-ти суточный запас.

7.11. Склад твердой серы (гранулированной, пластинчатой и т.п.) должен быть рассчитан на хранение не менее 5-ти суточного производства всего завода.

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

8.1. Реагентное хозяйство ГПЗ должно обеспечивать возможность хранения запасов реагентов в соответствии с табл. 3.

Таблица 3

№ пп

Наименование реагента

Запас, выраженный в сутках

1.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль)

30

2.

Амины (моноэтаноламин, диэтаноламин, метилдиэтаноламин)

30

3.

Метанол

30

4.

Аммиак, хлор

30, но не более, чем разрешено действующими нормативными документами на проектирование складов для хранения вредных веществ 1, 2 классов опасности

4.

Кислоты

30

5.

Сода каустическая и кальцинированная

25

6.

Ингибиторы коррозии

20

7.

Гипохлорид

30

8.

Прочие реагенты (присадки, тринатрийфосфат и др.)

30

ПРИМЕЧАНИЕ:

1. При поставке химреагентов по импорту допускается увеличивать запасы:

Основных реагентов (гликолей, аминов и т.д.) в 3 раза;

Ингибиторов коррозии в 6 раз, против указанных в таблице 3.

2. Необходимо учитывать размер тары поставляемой продукции.

3. При доставке реагентов ж/д транспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов должен быть не менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менее двух.

8.2. Запасы катализаторов, адсорбентов, химреагентов, используемых в качестве абсорбентов, хладагентов и т.п., потребляемых установками ГПЗ, устанавливаются исходя из 30-ти суточного текущего расхода их плюс одна загрузка для полной замены их в системе (так называемый оперативный запас).

Примечания: 1. Если на заводе имеется несколько однотипных установок, то оперативный запас катализаторов, абсорбентов, адсорбентов, хладагентов и т.п. предусматривается для полной замены его только на одной, наиболее крупной установке.

2. Если на заводе предусматривается строительство импортных установок с поставкой химреагентов, объем хранения рассчитывается на объем поставки их, как правило, включающий расход на первоначальное заполнение системы плюс расход на пополнение системы на один год эксплуатации.

8.3. Нормы запасов смазочных материалов (масел, консистентных смазок) следует принимать:

- при поступлении в железнодорожных цистернах до 20 суток, но объем емкости принимать не менее объема одной железнодорожной цистерны, а количество емкостей - не менее двух для каждого вида масел;

- при отгрузке в таре - до 30 суток;

- при доставке только водным путем - годовой запас.

8.4. Нормы запасов смазочного масла каждой марки для компрессоров следует принимать в объеме 50 % масляной системы установленного парка машин плюс запас на пополнение систем в объеме 45ти дневной потребности.

8.5. Для внутризаводских подстанций следует предусматривать запас трансформаторного масла не менее 110 % объема наиболее маслоемкого электроаппарата.

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторного масла предусматривать в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций.

8.6. При доставке только водным путем запас реагентов, адсорбентов, абсорбентов и хладагентов предусматривать исходя из годового их расхода плюс одна загрузка для полной их замены в системе (оперативный запас).

9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

9.1. Технологическая схема ГПЗ и набор технологических установок, как правило, определяются технологическим регламентом на проектирование, исходя из состава перерабатываемого сырья, ассортимента и качества готовой продукции, транспортной схемы сырья и готовой продукции, соответствующими заданию на проектирование.

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ должен обеспечить комплексную переработку газа, а также жидкого сырья, с получением сжиженных углеводородных газов, фракций индивидуальных углеводородов, моторных топлив, этана, гелия, серы и других сопутствующих компонентов, отвечающих конъюнктуре рынка, ценам на реализуемые продукты и финансовым возможностям заказчика.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, гелия, микроэлементов, включая тяжелые металлы, должна быть обоснована технико-экономическими расчетами.

Глубина извлечения серы из серосодержащих компонентов должна обеспечивать предотвращение загрязнения окружающей среды выше предельно допустимых концентраций.

9.2. Технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

максимально возможное балансирование не только материальных, но и энергетических ресурсов (электроэнергии, тепла и холода), т.е. переработку газа с минимальным поступлением внешней энергии;

безотходную и малоотходную технологию;

гибкость, т.е. возможность работы в условиях изменения количество, качества и параметров перерабатываемого сырья, ассортимента и количества вырабатываемых продуктов в зависимости от требований, оговоренных в задании на проектирование;

взрывобезопасность и высокую надежность за счет обеспечения параметров процессов, исключающих возможность взрыва в системе, применения противоаварийных устройств, систем противоаварийных защит (ПАЗ), повышения надежности контроля за параметрами, определяющими взрывоопасность технологических объектов и т.п.;

предотвращение загрязнения окружающей природной среды (воздушного бассейна, почв и водоемов) и рациональное использование сырья, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

9.3. Технологическая схема завода должна включать факельную систему, систему дренажей жидких остатков и аварийного освобождения аппаратов и другие вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию и безаварийную остановку завода при нарушениях в системах энергообеспечения, при превышении допустимой загазованности, при пожаре, при опасных отклонениях технологического режима оборудования и т.п.

9.4. В технологических схемах ГПЗ и установок должно быть предусмотрено разделение на технологические блоки, для которых должны быть предусмотрены быстродействующая запорная арматура и системы, обеспечивающие при аварийной разгерметизации блока (АРБ) быстрое, при соблюдении требований безопасности, его отключение и опорожнение для сокращения поступления продуктов в окружающую среду.

9.5. Жидкие рабочие вещества из аппаратов, сосудов и трубопроводов, опорожняемых при авариях, ремонтах или ревизиях, подлежат сбросу в специальные дренажные сборники, с последующим их, по возможности, возвратом в процесс, а при отсутствии таковой в соответствующие системы обработки и утилизации.

9.6. Количество дренажных систем определяется физико-химическими свойствами сред и компоновочными решениями завода.

Различные по физико-химическим свойствам продукты, как правило, имеют свою систему.

Запрещается объединять различные потоки (продукты), способные при смешивании образовывать или выделять токсичные и взрывчатые, вещества или выпадающие в осадки.

9.7. Расчетное давление элементов дренажной системы (трубопроводов, арматуры) должно приниматься равным максимально возможному при дренировании из аппарата с наибольшим расчетным давлением.

9.8. Сбросы от аппаратов, в которых расчетное давление ниже, чем в общей дренажной системе, следует объединять в коллекторы в соответствии с расчетными давлениями аппаратов. Подсоединение такого коллектора к общему должно производиться через обратный клапан.

Аппараты, указанные в настоящем пункте, должны иметь предохранительный клапан.

9.9. Объем дренажного сборника для жидких углеводородов должен быть не менее объема жидкой фазы, содержащейся в большем из аппаратов данной системы.

9.10. Управление арматурой подземных дренажных емкостей должно быть вынесено на поверхность, в исключительных случаях - располагаться в приямках. При глубине приямков 0,5 м и более необходимо предусматривать их вентиляцию.

9.11. Дренажные системы по сбору замерзающих жидкостей и жидкостей с высокой температурой застывания должны обогреваться и теплоизолироваться. Теплоизоляция подземных дренажных емкостей и трубопроводов должна иметь пароизоляционный слой.

9.12. Дренажные технологические и складские емкости, в которых находится не связанная с углеводородами вода, должны оборудоваться устройствами для отвода водных стоков в канализационные санитарно-технические сооружения.

9.13. Контроль за параметрами, определяющими взрывоопасность технологических объектов с блоками с общей массой горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака (m) более 5 т, с относительным энергетическим потенциалом взрывоопасности Qв больше 37, необходимо предусматривать не менее, чем от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора.

9.14. Опасные отклонения значений параметров процессов, определяющих взрывоопасность процесса, должны сигнализироваться.

9.15. Емкостная аппаратура технологического назначения, складские емкости, колонны, рефлюксные емкости и т.д., в которых обращаются сжиженные газы и ЛВЖ, должна быть оснащена не менее, чем тремя измерителями уровня. Сигнализация предельного верхнего уровня должна осуществляться от двух независимых измерителей.

9.16. Для измерения уровня и для поверки КиП уровня допускается установка замерных стекол на емкостях и аппаратах.

Замерные стекла должны быть защищены предохранительным щитком, а краны их должна быть самозапирающимися при поломке стекла.

На стекле должна быть нанесена красная черта предельного уровня в емкости.

Расчетное давление замерного стекла должно быть не ниже расчетного давления емкости или аппарата, на котором оно устанавливается.

9.17. Для насосов и компрессоров (группы насосов и компрессоров), перемещающих продукты, при выбросе которых в атмосферу возможно образование взрывоопасного парогазового облака в незамкнутом пространстве, должно предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях всаса и нагнетания запорных или отсекающих устройств, как правило, с дистанционным управлением.

9.18. На дыхательных линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ и ГЖ должны устанавливаться огнепреградители, обеспечивающие надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

9.19. Для надежного отключения от коллектора аппаратов и оборудования, работающих при давлении взрывоопасных и токсичных сред 4,0 МПа (40 кгс/см2) и выше, необходимо устанавливать два запорных органа, между которыми должно быть дренажное устройство с условным проходом не менее 25 мм, имеющее прямое соединение с атмосферой для взрывоопасных сред и с дренажными системами - для токсичных сред.

Допускается вместо второго запорного органа и дренажного устройства предусматривать стационарную поворотную заглушку (обтюратор), рассчитанную на давление трубопровода.

9.20. На вводах на установку горючих и сжиженных газов, в том числе нестабильного конденсата, (вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, стоящего на улице) следует устанавливать отключающую арматуру с дистанционным управлением, независимо от сечения трубопровода.

На вводах на установку трубопроводов с легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) и горючими жидкостями (ГЖ) следует устанавливать отключающую арматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным приводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический потенциал взрывоопасности Ql < 10, для установок с технологическими блоками Ql > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления - дистанционное или/и местное.

9.21. На трубопроводах вывода с установки горючих и сжиженных газов, ЛВЖ следует устанавливать обратный клапан и отключающую арматуру:

а) для арматуры с условным диаметром до 200 мм - с ручным приводом для установок с технологическими блоками, имеющими относительный энергетический потенциал взрывоопасности Ql < 10, для установок с технологическими блоками Ql > 10 - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом;

б) для арматуры с условным диаметром 200 мм и более - с электрическим, пневматическим или гидравлическим приводом. Вид управления - дистанционное и/или местное.

9.22. Охлаждение технологических продуктов на технологических установках должно производиться, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения. Доохлаждение продуктов производить в системах оборотного водоснабжения (закрытых, открытых) или холодильных установках.

Закрытые системы оборотного водоснабжения с применением аппаратов воздушного охлаждения и холодильные циклы решаются в технологической части проекта, открытые - в разделе водоснабжения.

9.23. Количество производственных сточных вод, сбрасываемых в канализацию, должно быть минимальным.

Производственные стоки, сбрасываемые с установок, не должны содержать загрязнений, препятствующих или усложняющих их очистку на очистных сооружениях.

Если производственные стоки, сбрасываемые с установок, загрязнены специфическими веществами, следует проектировать локальные очистные установки в соответствии с технологическим регламентом.

10. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ УСТАНОВКАМ

10.1. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

10.1.1. Сепарацию газа от капельной жидкости и механических примесей необходимо предусматривать, как правило, в начале (по ходу газа) технологической схемы ГПЗ.

10.1.2. Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей должна обеспечивать очистку газа от механических примесей, жидких углеводородов, свободной влаги, необходимую для нормальной работы последующего технологического оборудования установок (замерных пунктов сырого газа и компрессоров и др.) в заданном диапазоне изменения параметров сырого газа, в том числе по максимальной производительности по газу в условиях неэффективной работы промысловых установок подготовки газа к транспорту.

Кроме основного назначения отделение сепарации может выполнять такие дополнительные функция, как:

- смешение нескольких газовых потоков сырья;

- циркуляция газовых потоков и стабилизация давления газа на входе ГПЗ.

10.1.3. На газопроводе подачи нефтяного газа на ГПЗ непосредственно перед сепарацией газа необходимо устанавливать отделитель нефтяных, конденсатных и водоконденсатных пробок с утилизацией уловленных жидких углеводородов на ГПЗ или возвратом на промысловые сооружения.

10.1.4. На газопроводах нефтяного и природного газа, подводящих сырой газ к сепараторам ГПЗ, на расстоянии 500 - 700 м от границы предприятия должна устанавливаться быстродействующая запорная арматура, управляемая дистанционно из операторной и автоматически в аварийных ситуациях.

10.2. Установки очистки газа от кислых компонентов.

10.2.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование технологической части установок очистки газа от сероводорода и углекислого газа водными растворами аминов (МЭА-моноэтаноламина, ДЭА-диэтаноламина, МДЭА-метилдиэтаноламина) и другими поглотителями, а также с помощью молекулярных сит.

10.2.2. При проектировании установок очистки газа от кислых компонентов следует учитывать:

а) объем перерабатываемого кислого газа и потенциальное содержание кислых компонентов в газе;

б) тип инертных и кислых компонентов (азот, кислород, сероводород, двуокись углерода, сероокись углерода, сероуглерод, меркаптаны), их мольные концентрации в сырьевом газе;

в) парциальное давление кислых компонентов в поступающем на переработку газе, соотношение в нем СО22S;

г) параметры (давление, температура) поступающего сырья;

д) требования к качеству очищенного газа и других готовых продуктов, получаемых на ГПЗ;

е) необходимость и способ извлечения сжиженных углеводородных газов (пропана, бутанов, их смесей), этановой, пентановой и др. фракций;

ж) месторасположение ГПЗ (установки);

з) требования к охране окружающей среды;

и) требования по надежности и безопасности;

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: