Меню Рубрики

Установки для получения спг

Сжиженный природный газ (СПГ), технологии сжижения

Это природный газ, искусственно сжиженный путем охлаждения до −160 °C

СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в 2 раза меньше плотности воды.

На 75-99% состоит из метана. Температура кипения − 158…−163°C.

В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен.

Для использования подвергается испарению до исходного состояния.

При сгорании паров образуется диоксид углерода и водяной пар.

В промышленности газ сжижают как для использования в качестве конечного продукта, так и с целью использования в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования ПНГ и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, гелий.

СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением.

При сжижении природный газ уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень.

Собственно сжижение происходит при охлаждении после последней стадии сжатия.

Процесс сжижения таким образом требует значительного расхода энергии — до 25 % от ее количества, содержащегося в сжиженном газе.

Ныне применяются 2 техпроцесса:

  • конденсация при постоянном давлении (компримирование), что довольно неэффективно из-за энергоемкости,
  • теплообменные процессы: рефрижераторный — с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

В процессах сжижения газа важна эффективность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов.

При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности в интервале 2 — 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс м 3 газа.

Недостаток технологии дросселирования — низкий коэффициент ожижения — до 4%, что предполагает многократную перегонку.

Применение компрессорно-детандерной схемы позволяет повысить эффективность охлаждения газа до 14 % за счет совершения работы на лопатках турбины.

Термодинамические схемы позволяют достичь 100% эффективности сжижения природного газа:

  • каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения,
  • цикл с двойным хладагентом — смесью этана и метана,
  • расширительные циклы сжижения.

Известно 7 различных технологий и методы сжижения природного газа:

  • для производства больших объемов СПГ лидируют техпроцессы AP-SMR™, AP-C3MR™ и AP-X™ с долей рынка 82% компании Air Products,
  • технология Optimized Cascade, разработанная ConocoPhillips,
  • использование компактных GTL-установок, предназначенных для внутреннего использования на промышленных предприятиях,
  • локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение для производства газомоторного топлива (ГМТ),
  • использование морских судов с установкой сжижения природного газа (FLNG), которые открывают доступ к газовым месторождениям, недоступным для объектов газопроводной инфраструктуры,
  • использование морских плавающих платформ СПГ, к примеру, которая строится компанией Shell в 25 км от западного берега Австралии.

  • установка предварительной очистки и сжижения газа,
  • технологические линии производства СПГ,
  • резервуары для хранения, в тч специальные криоцистерны, устроенные по принципу сосуда Дюара,
  • для загрузки на танкеры — газовозы,
  • для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

Существует технология, позволяющая сэкономить на сжижении до 50% энергии, с использованием энергии, теряемой на газораспределительных станциях при дросселировании природного газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа).

При этом используется как собственно потенциальная энергия сжатого газа, так и естественное охлаждение газа при снижении давления.

При этом дополнительно экономится энергия, необходимая для подогрева газа перед подачей к потребителю.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается.

На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе.

При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени.

Для воспламенения необходимо иметь концентрацию испарений в воздухе от 5 % до 15 %.

Если концентрация до 5 %, то испарений недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в окружающей среде становится слишком мало кислорода.

Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.

СПГ является важным источником энергоресурсов для многих стран, в том числе Японии ,Франции, Бельгии, Испании, Южной Кореи.

Транспортировка СПГ — это процесс, включающий в себя несколько этапов:

  • морской переход танкера — газовоза,
  • автодоставка с использованием спецавтотранспорта,
  • ж/д доставка с использованием вагонов-цистерн,
  • регазификация СПГ до газообразного состояния.

Регазифицированный СПГ транспортируется конечным потребителям по газопроводам.

Основные производители СПГ по данным 2009 г:

Катар -49,4 млрд м³, Малайзия — 29,5 млрд м³; Индонезия-26,0 млрд м³; Австралия — 24,2 млрд м³; Алжир — 20,9 млрд м³; Тринидад и Тобаго -19,7 млрд м³.

Основные импортеры СПГ в 2009 г: Япония — 85,9 млрд м³; Республика Корея -34,3 млрд м³; Испания- 27,0 млрд м³; Франция- 13,1 млрд м³; США — 12,8 млрд м³; Индия-12,6 млрд м³.

Производство СПГ в России

На 2018 г в РФ действует 2 СПГ-завода.

СПГ-завод проекта Сахалин-2 запущен в 2009 г, контрольный пакет принадлежит Газпрому, у Shell доля участия 27,5%, японских Mitsui и Mitsubishi — 12,5% и 10% .

По итогам 2015 г производство составило 10,8 млн т/год, превысив проектную мощность на 1,2 млн т/год.

Однако из-за падения цен на мировом рынке доходы от экспорта СПГ в долларовом исчислении сократились по сравнению с 2014 г на 13,3% до 4,5 млрд долл США/год.

2 м крупным игроком на рынке российского СПГ становится компания Новатэк, которая в январе 2018 г ввела в эксплуатацию СПГ — завод на проекте Ямал-СПГ.

Новатэк-Юрхаровнефтегаз (дочернее предприятие Новатэка ) выиграл аукцион на право пользования Няхартинским участком недр в ЯНАО.

Няхартинский участок нужен компании для развития проекта Арктик СПГ. Это 2 й проект Новатэка, ориентированный на экспорт СПГ.

До 2020 г в США будут введены в эксплуатацию 5 терминалов по экспорту СПГ общей мощностью 57,8 млн т/год.

На европейском газовом рынке начнется противостояние американского СПГ и российского сетевого газа.

источник

Установка по сжижению природного газа “ДЕТА СПГ”

Установка по сжижению природного газа с минимизацией затрат энергии и упрощением эксплуатации.

Модульная установка по сжижению природного газа «ДЕТА СПГ» с базовой производительностью 500-4000 кг/час позволяет осуществлять малотоннажное производство сжиженного природного газа, и может с успехом применяться как для разработки небольших труднодоступных ресурсов газа, так и производства СПГ из трубопроводного газа с целью его реализации потребителям.

Описание:

Модульная установка по сжижению природного газа «ДЕТА СПГ» с базовой производительностью 500-4000 кг/час позволяет осуществлять малотоннажное производство сжиженного природного газа , и может с успехом применяться как для разработки небольших труднодоступных ресурсов газа, так и производства СПГ из трубопроводного газа с целью его реализации потребителям.

Установка может применяться как на месте добычи природного газа (малодебитные газовые скважины), так и на нефтепромыслах, где есть выход попутного газа с небольшим содержанием тяжелых фракций.

Установка по сжижению природного газа «ДЕТА СПГ» может работать в непосредственной близости от газопровода высокого и среднего давления, вырабатывая СПГ, который может быть доставлен транспортными средствами (автомобильными или железнодорожными цистернами) к месту его потребления.

Возможна работа данной установки на свалочном газе и шахтном метане, а также и для ожижения природного газа среднего давления в условиях городов и поселков с целью его доставки на автозаправочные станции .

Особенность в сравнении с используемыми технологиями:

Как правило технологии малотоннажного производства СПГ базируются на эффекте снижения температуры при расширении потока газа на дроссельном клапане — эффект Джоуля-Томсона, или с использованием расширительной машины — детандера.

Используемая в «ДЕТА СПГ» технология ожижения газа предполагает охлаждение и конденсацию газа с помощью внешнего азотного холодильного цикла без включения эффекта Джоуля-Томсона для охлаждения потока метана, что минимизирует затраты энергии и упрощает эксплуатацию установки в полевых условиях.

Преимущества установки:

– безопасность. Рабочим телом в данной установке является азот, который по своей природе является инертным газом. В процессе сжижения природный газ остается при постоянном давлении. Не используются смазочные масла и фреоновые компрессоры;

– энергоэффективность. Энергозатраты на ожижение природного газа составляет 0,6 – 0,65 кВтч/кг ожиженного природного газа (при существующих в отрасли показателях от 1 до 1,5 кВтч/кгСПГ);

– мобильность. В связи с компактностью оборудования и простотой установки, ее выполнение возможно в виде передвижного модуля для быстрого и упрощенного монтажа на любой площадке без дополнительных дорогих строительно-монтажных работ;

– надежность. Установка по сжижению природного газа «ДЕТА СПГ» способна работать на любом давлении исходного сырья (природного газа). Наличие отработанной и проверенной технологии позволяет минимизировать технические риски и оптимизировать бесперебойность системы .

Принцип работы установки:

Природный газ после отделения тяжелых фракций с помощью низкотемпературной сепарации (на схеме ниже данная технологическая ступень не показана) поступает под давлением 3–5 бар в низкотемпературный теплообменник-конденсатор (НТ), где он последовательно охлаждается до температуры -160°С и ожижается с минимальными потерями давления. Далее СПГ под собственным давлением направляется в емкость для хранения. Для обеспечения охлаждения и ожижения метана используется азотный детандерно-компрессорный агрегат.

Схема процесса ожижения метана:

Д — детандерная ступень детандер-компрессора, К — компрессорная ступень детандер-компрессора, ВК — основной компрессор, ДВ — двигатель основного компрессора, КХ-1 — концевой холодильник основного компрессора, КХ-2 — концевой холодильник компрессора детандер-компрессора, РТ – рекуперативный (детандерный) теплообменник, НТ — низкотемпературный теплообменник.

Примечание: описание технологии на примере установки по сжижению природного газа “ДЕТА СПГ”.

Читайте также:  Установка sven ihoo t100u

установка для сжижения природного газа цена
малотоннажные установки сжижения природного газа
использования природного газа в качестве
сжижение природного газа технология, способы
чем природный газ отличается от попутного нефтяного
комплекс, оборудование для сжижения природного газа
природный газ жидкий, в качестве топлива
расход природного газа отопление
автомобиль на природном газе
подготовка природного газа
установка по сжижению природного газа “ДЕТА СПГ” домашняя в домашних условиях метана цена купить мобильная температуры завод технология процесс строительство завода условия оборудование давление в России ямал спг компрессор методы в выборге схема цикл комплекс

источник

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.

Читайте также:  Установка времени духовой шкаф electrolux

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 м 3 — 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.

3.5. Блок регазификации

3.5.1. При работе комплекса СПГ в режиме выдачи природного газа в систему газопроводов, для покрытия сезонной и пиковой неравномерности, в составе установок СПГ должен предусматриваться блок регазификации, обеспечивающий заданную суточную производительность выдачи газа с параметрами, соответствующими режиму работы магистрального газопровода.

3.5.2. Для регазификации СПГ могут применяться: регазификаторы с огневым подогревом, использующие тепло сжигания топлива; регазификаторы с обогревом горячей водой, паром и другими теплоносителями; воздушные регазификаторы.

3.5.3. Блок регазификации следует размещать на отдельной площадке комплекса с соблюдением противопожарных разрывов между производственными зданиями и сооружениями, в зависимости от типа используемых регазификаторов и на основании таблиц 3, 4 настоящих норм.

3.5.4. Регазификаторы должны оборудоваться датчиками для контроля входной и выходной температур СПГ, регазификацированного газа и теплоносителей, регуляторами давления и предохранительными клапанами.

Сброс от предохранительных клапанов следует предусматривать на факел.

При проектировании технологической обвязки регазификаторов и систем пожаротушения огневых регазификаторов следует также предусматривать требования п. 3.3.3. настоящих норм.

3.5.5. Отключающие устройства на подводящих трубопроводах СПГ, топливного газа, теплоносителей, а также выходные трубопроводы «теплого» газа должны быть защищены от возможного воздействия на них криогенной жидкости (СПГ).

3.6. Насосные СПГ

3.6.1. Насосы для перекачки СПГ должны быть специально предназначенными для условий работы с криогенной жидкостью — сжиженным природным газом, быть герметичными и обеспечивать требуемые производительность и давление перекачиваемого СПГ.

3.6.2. Для выдачи СПГ из изотермических резервуаров используются криогенные погружные герметичные насосы, устанавливаемые, как правило, непосредственно в резервуаре.

3.6.3. При выдаче СПГ через блок регазификации сжиженный газ из изотермического резервуара погружными насосами подается в насосную блока регазификации.

3.6.4. Насосы блока регазификации должны обеспечивать напор, достаточный для подачи газа в магистральный газопровод, и соответствующую производительность.

3.8.5. Насосы блока регазификации следует размещать в самостоятельных помещениях насосных станций или на отдельных открытых площадках, что решается проектом в зависимости от конкретных условий строительства.

3.6.6. Для обеспечения нормальной бескавитационной работы центробежных насосов блока регазификации следует предусматривать на приеме насосов промежуточную подпорную криогенную емкость, которая служит буфером в системе: погружной насос изотермического резервуара — центробежный насос блока регазификации.

3.6.7. Буферные емкости должны иметь общее защитное ограждение, рассчитанное на полную вместимость находящегося в емкостях продукта в соответствии с п.п. 4.2.4 и 4.2.5 настоящих норм.

Объем буферной емкости следует принимать из расчета 10-мин работы насосов блока регазификации с проектной производительностью.

Размещение буферной емкости по отношению к насосной и другим аппаратам блока регазификации должно соответствовать таблице 4 настоящих норм.

3.6.8. Насосные для выдачи СПГ потребителям в качестве моторного топлива, путем налива в транспортные цистерны, должны располагаться в зоне выдачи СПГ в соответствии с п. 3.7 настоящих норм.

3.6.9. При всех способах выдачи СПГ — на налив в транспортные цистерны или на регазификацию — проектируемое оборудование должно обеспечивать необходимую суточную реализации газа и налив транспортных цистерн в нормативное время.

3.6.10. Трубопроводная обвязка насосов СПГ должна быть надежно заизолирована от теплопритоков извне, обеспечивать герметичность перекачки и выполняться с учетом компенсации температурных напряжений, возникающих при тепловых расширениях трубопроводов.

3.6.11. Всасывающие и нагнетательные трубопроводы насосов должны быть снабжены арматурой, рассчитанной на соответствующее давление. Нагнетательные трубопроводы должны оборудоваться обратными и перепускными клапанами. Перепускной клапан должен срабатывать при повышении давления в линии нагнетания и перепускать избыток СПГ по перепускной линии в изотермическую емкость (буферную, расходную).

Читайте также:  Установка двух шариковых подшипников

3.6.12. Сброс от предохранительных устройств, аварийное опорожнение, продувки насосов СПГ и их трубопроводной обвязки следует предусматривать на факел с учетом требований п. 3.8 норм.

3.7. Площадка налива СПГ

3.7.1. Для отгрузки потребителям сжиженного природного газа в качестве моторного топлива в составе комплекса по производству СПГ, в зоне выдачи СПГ, должна быть предусмотрена специальная площадка для налива СПГ в транспортные криогенные емкости (автоцистерны). На площадке налива следует устанавливать расходную изотермическую емкость, оборудование для подачи СПГ к наливным устройствам (насосы, регазификаторы) и специальные криогенные наливные устройства (колонки, стояки) заводского изготовления.

3.7.2. Суммарный объем расходных емкостей СПГ на площадке налива не должен превышать 200 м3, а объем единичной емкости — 100 м3.

Расходные емкости должны иметь защитное ограждение, обеспечивающее полную вместимость находящегося в емкостях продукта и соответствующее требованиям п.п. 4.2.4, 4.2.7 настоящих норм.

3.7.3. Сжиженный природный газ из расходных емкостей может подаваться к наливным устройствам с помощью насосов, устанавливаемых в зоне выдачи СПГ с учетов требовании п. 3.6 настоящих норм, или за счет поддавливания СПГ парами из регазификатора («самонаддув»), устанавливаемого возле расходных емкостей.

3.7.4. Количество наливных устройств рассчитывается, исходя из необходимой суточной реализации СПГ, производительности наливного устройства и количества часов его работы в течение суток.

3.7.5. Обвязка наливных устройств должна обеспечивать соединение транспортной цистерны с трубопроводами паровой и жидкой фаз расходных резервуаров через запорно-предохранительную арматуру, исключающую возможность самопроизвольного отсоединения при наливе.

3.7.6. На трубопроводе, подающем СПГ к транспортной цистерне, следует устанавливать скоростной клапан, прекращающий подачу продукта в цистерну при нарушении герметичности наливного устройства.

3.7.7. Используемые в наливных криогенных устройствах металлорукава должны быть надежно теплоизолированы, соединяться с технологическими трубопроводами герметичными быстроразъемными узлами и оснащаться обратными клапанами.

3.7.8. Все разъемные соединения наливных устройств в нерабочем состоянии должны быть закрыты заглушками (колпачками), предотвращающими доступ к соединениям пыли и влаги.

3.7.9. Наливные устройства должны быть подключены к общему сбросному коллектору на автономную свечу, устанавливаемую на площадке налива, для возможности сброса испарившегося СПГ через предохранительные клапаны, а также для возможности опорожнения и продувки наливных устройств во время ремонта.

Для возможности продувки наливные устройства должны иметь подключение к трубопроводу подачи инертного газа на площадку налива.

3.7.10. Заполнение транспортных цистерн СПГ следует контролировать уровнемерными устройствами и контрольным взвешиванием на специальных автовесах.

3.7.11. Размещение площадки налива в составе комплекса СПГ, а также минимальные расстояния между оборудованием внутри площадки налива следует принимать по таблицам 3, 4 настоящих норм.

3.8. Факельное хозяйство

3.8.1. Факельное хозяйство комплекса СПГ должно обеспечивать централизованный сбор и сжигание углеводородных газов и паров, сбрасываемых с технологических блоков и изотермических резервуаров СПГ при нарушении режима их работы через предохранительные клапаны, при продувках технологического оборудования и трубопроводов, а также в аварийных ситуациях.

3.8.2. Учитывая специфику технологии сжижения природного газа как криогенного процесса, в составе факельного хозяйства комплекса СПГ следует проектировать отдельные факельные системы для сбросов:

  • «теплых» газов и паров (с температурой от плюс 300 °С до минус 30 °С);
  • «холодных» паров и газов (с температурой от минус 30 °С до минус 165 °С).

3.8.3. На «теплый» факел следует направлять сбросы с предохранительных клапанов, аварийные сбросы и продувки компрессорного цеха, блоков осушки и очистки газа, ректификации, предварительного охлаждения газа и т.д.

3.8.4. На «холодный» факел следует направлять низкотемпературные сбросы с блока сжижения, насосных СПГ, регазификаторов и др., а также сбросы от регулируемых предохранительных клапанов изотермических резервуаров СПГ.

3.8.5. Выбор и расчет систем «теплого» факела следует производить с учетом требований к факельным системам газоперерабатывающих заводов и действующих правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

3.8.6. Системы «холодного» факела следует проектировать с учетом следующих требований:

  • сброс паров СПГ от предохранительных клапанов, установленных на резервуарах изотермического хранилища, должен направляться по отдельным трубопроводам от каждого резервуара в специальный факельный коллектор и на самостоятельную установку для сжигания паров;
  • сбросы предохранительных клапанов и других аварийных устройств технологических блоков (установок) должны направляться в самостоятельную систему, не связанную с системой сбросов от предохранительных клапанов изотермических резервуаров.

3.8.7. Специальный факельный коллектор сбора паров СПГ от предохранительных клапанов изотермических резервуаров должен быть рассчитан на прохождение максимального количества паров, образующихся во всех резервуарах хранилища СПГ при всех возможных сочетаниях факторов, создающих избыточное давление (см. п. 4.6.1 норм), за исключением теплового воздействия при пожаре.

Потери давления в этой системе (от резервуара до верха факельного ствола при максимальном сбросе) должны быть не выше значения максимально допустимого превышения давления в резервуарах СПГ (заданного технологическим регламентом), при котором начинают срабатывать предохранительные клапаны прямого сброса в атмосферу.

3.8.8. Расчеты пропускной способности факельной системы от технологических блоков установки СПГ следует производить из следующих условий:

  • для трубопровода от отдельного технологического блока (установки) до общего факельного коллектора — по максимальному аварийному сбросу из одного аппарата данного блока (установки);
  • для факельного коллектора — по аварийному сбросу того технологического блока, установки, где этот сброс является максимальным по сравнению с остальными, с коэффициентом К = 1,2.

Потери давления в этой системе не должны превышать 0,1 МПа (до верха факельного ствола) при максимальном сбросе.

3.8.9. Для предотвращения уноса жидкой фазы на факельные установки «холодные» сбросы должны направляться в объемные сепараторы, оборудованные системой наружного обогрева (пар, вода) для испарения отсепарированной жидкой фазы.

3.8.10. Трубопроводы системы «холодного» факела следует проектировать надземно, на опорах, с теплоизоляцией, с уклоном в сторону сепараторов не менее 0,003.

3.8.11. Системы «холодного» факела должны выполняться из соответствующих легированных сталей, которые могут работать в условиях низких температур (до минус 165 °С).

Соединения труб должны быть сварными. Каждый сварной стыковочный шов должен быть проверен неразрушающим методом, обеспечивающим эффективный контроль качества сварных швов.

3.8.12. Системы «холодного» факела комплекса СПГ должны иметь свои факельные установки для сжигания сбросных газов и паров, состоящие из: факельного ствола, оснащенного оголовком и лабиринтным уплотнением; системы зажигания; средств контроля и автоматики; обвязочных трубопроводов, в соответствии с требованиями действующих правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

Для воспламенения сбросных газов и паров и обеспечения стабильного горения, факельный ствол должен быть оборудован дистанционным электрозапальным устройством I категории надежности электроснабжения, подводящими трубопроводами топливного газа и дежурными горелками с запальниками.

3.8.13. Подача топливного газа к факельным стволам должна производиться от централизованной системы снабжения топливным газом комплекса СПГ. Сигнализация минимального давления или расхода топливного газа на дежурные горелки должна быть выведена на щит оператора (диспетчера) комплекса.

3.9. Технологические трубопроводы

3.9.1. Выбор материалов для трубопроводов, транспортирующих СПГ и его пары, должен производиться на основании действующих государственных стандартов и специальных технических условий на стальные трубы из легированных сталей типа 08Х18Н10Т, которые могут работать в условиях низких температур (до минус 165 °С).

3.9.2. На трубопроводах СПГ, работающих в условиях низких температур, должна применяться арматура из стали специального изготовления, например, 08Х18Н10Т.

Соединения труб должны быть сварными, сланцевые соединения могут использоваться только для установки съемного технологического оборудования. Применение резьбовых соединений не допускается.

3.9.3. Для снятия температурных напряжений, возникающих в трубопроводах, транспортирующих СПГ и его пары, следует предусматривать соответствующие компенсаторы:

П-образные компенсаторы или двойные шарнирные системы с сильфонными элементами — для прямых участков трубопроводов большой протяженности;

  • осевые волнистые или сильфонные компенсаторы — для прямых участков трубопроводов небольшой (до 20 м) протяженности;
  • угловые (шарнирные) компенсаторы — для участков поворота трубопроводов.

3.9.4. Внутренние технологические трубопроводы блоков и установок, транспортирующие СПГ и его пары, сжиженные углеводородные газы и легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, а также наружные технологические трубопроводы, связывающие между собой блоки, установки, изотерические резервуары комплекса СПГ в соответствии с технологической схемой, следует прокладывать надземно, на высоких или низких опорах.

3.9.5. На участках трубопроводов СПГ, между отключающими задвижками, следует устанавливать предохранительные клапаны для защиты трубопроводов и арматуры от повышения давления при объемном расширении СПГ.

3.9.6. Технологические трубопроводы с СПГ, хладоагентами, горючими газами, ЛВЖ и ГЖ, соединяющие технологический блок (установку), цех с межцеховыми трубопроводами, должны иметь отключающие устройства на входе и выходе из цеха, блока, установки.

3.9.7. При подключении нескольких аппаратов к общему коллектору необходимо предусматривать отключающие устройства на каждом трубопроводе-отводе к аппарату.

3.9.8. Расстояния от зданий, сооружений и других объектов до межцеховых технологических трубопроводов следует принимать с учетом установленных требований к проектированию генеральных планов промышленных предприятий, технологических стальных трубопроводов с условным давлением до 10 Па (100 кгс/см2), а также действующих Ведомственных указаний по проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (ВУПП-86).

3.9.9. Проектирование трубопроводной обвязки изотермических резервуаров для хранения СПГ следует производить с учетом специфических требований, изложенных в разделе 4 настоящих норм.

3.9.10. При проектировании низких и высоких отдельно стоящих опор, а также эстакад под технологические трубопроводы комплекса СПГ следует соблюдать действующие строительные нормы и требования, установленные для надземных сооружений промышленных предприятий.

© 2007–2020 ХК«Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

источник