Шикі газды тасымалдаудың басқару жүйесі
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы 11
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы 15
1.2 Компрессорлік станция жұмысының мақсаты 21
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС.ның орны 22
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы 23
2 АРНАЙЫ БӨЛІМ 31
2.1 Газ құбырының компрессорлық станциясы автоматты реттеу объектісі ретінде
31
2.2 ТҮБАЖ жүйесін жасаудың мақсаты 33
2.2.1 Газды тасымалдау үрдісін автоматтандырудың қазіргі жағдайы
33
2.3 Газ тасымалдауды тиімді басқарудың тапсырмасын қою 34
2.3.1 Тиімділенген есептер критерилері 36
2.4 Газ тасымалдау үрдісінің математикалық моделі 37
2.5 Иммитациялық модельдеу 42
2.6 Тиімді басқару бойынша есептер (ПИ . реттегіш) 43
2.7 Жүйенің құрамы мен құрылымы 47
2.7.1 Жүйенің құрылымы 47
2.7.2 Жүйенің функцияналдық деңгейлері 48
2.8 Негізгі техникалық шешімдер 48
2.8.1 Жүйенің құрылымы бойынша шешімдер 48
2.8.2 Жүйе жұмысының функциялау және диагностика жасау режимдері бойынша шешімдері
49
2.9 Функциялар мен тапсырмалар құрамы 50
2.10 Ақпараттық қамтама 51
2.11Техникалық қамтама 52
2.11.1 ГФҚ мен ТТК.тың ТҮБАЖ.н модернизациялау 52
2.11.2 ТТК қондырғысы жұмысының алгоритмі 53
2.11.3 ГФҚ.1 қондырғысының алгоритмі 54
2.11.4 Автоматтандыру және бақылау сұлбалары 55
2.11.5 КС.ның автоматтандыру сұлбаларының сипаттамасы 57
2.11.6 Кептіру және ТТК қондырғылары бойынша 59
2.11.7 ГФҚ қондырғылары бойынша 60
2.11.8 Автоматизацияның техникалық құралдарын таңдау 61
2.12 Бағдарламалық қамтама 63
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 64
3.1 Шикі газды тасымалдау үрдісіндегі автоматты басқару жүйесінің техника.экономикалық негізі
64
3.2 Автоматтандыру жүйесін енгізу және өңдеуді есептеу 65
3.2.1 Өңдеушілердің еңбек ақысы 65
3.2.2 Автоматтандыру құралдары мен аспаптарына шығын 65
3.2.3 Жүйе монтажының шығыны 67
3.2.4 Машинаның сағат құнын есептеу 67
3.3 Автоматтандыру жүйесін енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу
68
4 ҚАУІПСІЗДІК ЖӘНЕ ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 70
4.1 Қауіпсіздік және еңбек саласындағы заңдар 70
4.1.1 Еңбек Кодексін қолданысқа енгізу туралы 2007.15.05. № 252.III ҚР Заңы
70
4.1.2 Өрт қауіпсіздігі туралы Қазақстан Республикасының 1996 жылғы 22 қарашадағы № 48.1 Заңы
72
4.1.3 Техникалық реттеу туралы Қазақстан Республикасының 2004 жылғы 9 қарашадағы №603 Заңы
74
4.2 Газ тасымалдау кезіндегі қауіпсіздік шаралары 77
4.3 Газ тасымалдау кезіндегі зиянды факторларды талдау 78
4.3.1 №1 цех бойынша зиянды заттардың анализі 78
4.3.2 Цех бойынша шу мен діріл 80
4.4 Өрт қауіпсіздігі талаптары 81
5 ҚОРЫТЫНДЫ 82
6 ҚЫСҚАРҒАН СӨЗДЕР ТІЗІМІ 83
6 ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
7 ҚОСЫМША А
ҚОСЫМША Ә
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы 11
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы 15
1.2 Компрессорлік станция жұмысының мақсаты 21
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС.ның орны 22
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы 23
2 АРНАЙЫ БӨЛІМ 31
2.1 Газ құбырының компрессорлық станциясы автоматты реттеу объектісі ретінде
31
2.2 ТҮБАЖ жүйесін жасаудың мақсаты 33
2.2.1 Газды тасымалдау үрдісін автоматтандырудың қазіргі жағдайы
33
2.3 Газ тасымалдауды тиімді басқарудың тапсырмасын қою 34
2.3.1 Тиімділенген есептер критерилері 36
2.4 Газ тасымалдау үрдісінің математикалық моделі 37
2.5 Иммитациялық модельдеу 42
2.6 Тиімді басқару бойынша есептер (ПИ . реттегіш) 43
2.7 Жүйенің құрамы мен құрылымы 47
2.7.1 Жүйенің құрылымы 47
2.7.2 Жүйенің функцияналдық деңгейлері 48
2.8 Негізгі техникалық шешімдер 48
2.8.1 Жүйенің құрылымы бойынша шешімдер 48
2.8.2 Жүйе жұмысының функциялау және диагностика жасау режимдері бойынша шешімдері
49
2.9 Функциялар мен тапсырмалар құрамы 50
2.10 Ақпараттық қамтама 51
2.11Техникалық қамтама 52
2.11.1 ГФҚ мен ТТК.тың ТҮБАЖ.н модернизациялау 52
2.11.2 ТТК қондырғысы жұмысының алгоритмі 53
2.11.3 ГФҚ.1 қондырғысының алгоритмі 54
2.11.4 Автоматтандыру және бақылау сұлбалары 55
2.11.5 КС.ның автоматтандыру сұлбаларының сипаттамасы 57
2.11.6 Кептіру және ТТК қондырғылары бойынша 59
2.11.7 ГФҚ қондырғылары бойынша 60
2.11.8 Автоматизацияның техникалық құралдарын таңдау 61
2.12 Бағдарламалық қамтама 63
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 64
3.1 Шикі газды тасымалдау үрдісіндегі автоматты басқару жүйесінің техника.экономикалық негізі
64
3.2 Автоматтандыру жүйесін енгізу және өңдеуді есептеу 65
3.2.1 Өңдеушілердің еңбек ақысы 65
3.2.2 Автоматтандыру құралдары мен аспаптарына шығын 65
3.2.3 Жүйе монтажының шығыны 67
3.2.4 Машинаның сағат құнын есептеу 67
3.3 Автоматтандыру жүйесін енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу
68
4 ҚАУІПСІЗДІК ЖӘНЕ ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 70
4.1 Қауіпсіздік және еңбек саласындағы заңдар 70
4.1.1 Еңбек Кодексін қолданысқа енгізу туралы 2007.15.05. № 252.III ҚР Заңы
70
4.1.2 Өрт қауіпсіздігі туралы Қазақстан Республикасының 1996 жылғы 22 қарашадағы № 48.1 Заңы
72
4.1.3 Техникалық реттеу туралы Қазақстан Республикасының 2004 жылғы 9 қарашадағы №603 Заңы
74
4.2 Газ тасымалдау кезіндегі қауіпсіздік шаралары 77
4.3 Газ тасымалдау кезіндегі зиянды факторларды талдау 78
4.3.1 №1 цех бойынша зиянды заттардың анализі 78
4.3.2 Цех бойынша шу мен діріл 80
4.4 Өрт қауіпсіздігі талаптары 81
5 ҚОРЫТЫНДЫ 82
6 ҚЫСҚАРҒАН СӨЗДЕР ТІЗІМІ 83
6 ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
7 ҚОСЫМША А
ҚОСЫМША Ә
Пән: Автоматтандыру, Техника
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 80 бет
Таңдаулыға:
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 80 бет
Таңдаулыға:
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект посвящен проблеме разработки системы управления транспортировкой сырого газа.
Рассматривается технологическое назначение компрессорной станции в магистральном газопроводе, а также анализируется процесс переработки сырья и подготовки газа к транспорту.
Дается общая характеристика товарно-сырьевого цеха, исходного сырья, готовой продукции и реагентов.
В спец. часте предложено математическая модель газопровода, постановка задачи оптимального управления, структура автоматизированной системы управления режимом работы КС, разработаны схемы автоматизации и регулирования. Выполнены расчеты по реализации оптимального управления технологическим процессом. Разработано информационное, техническое и программное обеспечение системы автоматизации.
Работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений.
ANNOTATION
The degree project is devoted to a problem of development of the system of control by transportation of sour gas.
Technological assignment of compressor station in the trunk gas conduit is considered, and also process of processing of raw materials and preparation of gas for transport is analyzed.
The total characteristic of commodity and raw shop, the initial raw materials, finished goods and reagents is given.
In a special part it is offered a mathematical model of a gas conduit, setting of the task of optimum control, structure of an automated control system for KS operation mode, automation and regulation diagrams are developed. Calculations for implementation of optimum control by technological process are executed. It is developed information, technical and the software of system of automation.
Operation consists of introduction, 4 heads, the inference, the list of references and applications.
АҢДАТПА
Дипломдық жоба шикі газды тасымалдаудың басқару жүйесін жасау мәселесіне арналған.
Магистральдық газ құбырындағы компрессорлік станцияның технологиялық тағайындалуы қарастырылады, және де шикізатты қайта өңдеу мен газды тасымалдауғы дайындау үрдістері талданады.
Тауарлы-шикізат цехіне, бастапқы шикізатқа, дайын өнімге және реагенттерге жалпы сипаттама беріледі.
Арнайы бөлімде газ құбырының математикалық моделі, тиімді басқару тапсырмасының қойылысы, КС-ның жұмыс тәртіптерін басқарудың автоматтандырылған жүйесінің құрылымы ұсынылған, автоматтандыру мен реттеу сұлбалары жасалынған. Технологиялық үрдісті тиімді басқаруды іске асыру бойынша есептеулер орындалған. Автоматтандыру жүйесінің ақпараттық, техникалық және бағдарламалық қамтамалары жасалынған.
Жұмыс кіріспеден, 4 тараудан, қорытындыдан, пайдаланған әдебиеттер тізімінен және қосымшадан тұрады.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
10
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
11
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы
11
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы
15
1.2 Компрессорлік станция жұмысының мақсаты
21
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС-ның орны
22
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы
23
2 АРНАЙЫ БӨЛІМ
31
2.1 Газ құбырының компрессорлық станциясы автоматты реттеу объектісі ретінде
31
2.2 ТҮБАЖ жүйесін жасаудың мақсаты
33
2.2.1 Газды тасымалдау үрдісін автоматтандырудың қазіргі жағдайы
33
2.3 Газ тасымалдауды тиімді басқарудың тапсырмасын қою
34
2.3.1 Тиімділенген есептер критерилері
36
2.4 Газ тасымалдау үрдісінің математикалық моделі
37
2.5 Иммитациялық модельдеу
42
2.6 Тиімді басқару бойынша есептер (ПИ - реттегіш)
43
2.7 Жүйенің құрамы мен құрылымы
47
2.7.1 Жүйенің құрылымы
47
2.7.2 Жүйенің функцияналдық деңгейлері
48
2.8 Негізгі техникалық шешімдер
48
2.8.1 Жүйенің құрылымы бойынша шешімдер
48
2.8.2 Жүйе жұмысының функциялау және диагностика жасау режимдері бойынша шешімдері
49
2.9 Функциялар мен тапсырмалар құрамы
50
2.10 Ақпараттық қамтама
51
2.11Техникалық қамтама
52
2.11.1 ГФҚ мен ТТК-тың ТҮБАЖ-н модернизациялау
52
2.11.2 ТТК қондырғысы жұмысының алгоритмі
53
2.11.3 ГФҚ-1 қондырғысының алгоритмі
54
2.11.4 Автоматтандыру және бақылау сұлбалары
55
2.11.5 КС-ның автоматтандыру сұлбаларының сипаттамасы
57
2.11.6 Кептіру және ТТК қондырғылары бойынша
59
2.11.7 ГФҚ қондырғылары бойынша
60
2.11.8 Автоматизацияның техникалық құралдарын таңдау
61
2.12 Бағдарламалық қамтама
63
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
64
3.1 Шикі газды тасымалдау үрдісіндегі автоматты басқару жүйесінің техника-экономикалық негізі
64
3.2 Автоматтандыру жүйесін енгізу және өңдеуді есептеу
65
3.2.1 Өңдеушілердің еңбек ақысы
65
3.2.2 Автоматтандыру құралдары мен аспаптарына шығын
65
3.2.3 Жүйе монтажының шығыны
67
3.2.4 Машинаның сағат құнын есептеу
67
3.3 Автоматтандыру жүйесін енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу
68
4 ҚАУІПСІЗДІК ЖӘНЕ ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
70
4.1 Қауіпсіздік және еңбек саласындағы заңдар
70
4.1.1 Еңбек Кодексін қолданысқа енгізу туралы 2007.15.05. № 252-III ҚР Заңы
70
4.1.2 Өрт қауіпсіздігі туралы Қазақстан Республикасының 1996 жылғы 22 қарашадағы № 48-1 Заңы
72
4.1.3 Техникалық реттеу туралы Қазақстан Республикасының 2004 жылғы 9 қарашадағы №603 Заңы
74
4.2 Газ тасымалдау кезіндегі қауіпсіздік шаралары
77
4.3 Газ тасымалдау кезіндегі зиянды факторларды талдау
78
4.3.1 №1 цех бойынша зиянды заттардың анализі
78
4.3.2 Цех бойынша шу мен діріл
80
4.4 Өрт қауіпсіздігі талаптары
81
5 ҚОРЫТЫНДЫ
82
6 ҚЫСҚАРҒАН СӨЗДЕР ТІЗІМІ
83
6 ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
7 ҚОСЫМША А
ҚОСЫМША Ә
КІРІСПЕ
Газ өнеркәсібі - Қазақстанның энергетика шаруашылығының ең нәтижелі отын салаларының бірі болып табылады.
Соңғы жылдар ішінде газды шығару мен тұтыну едәуір ұлғайды. Жаңа технологияларды қолдану бақылау аспаптары мен автоматтандыру құралдарын пайдалану тапсырмалары мен мүмкіндіктерін түбегейлі өзгертті.
Салыстырмалы түрде жақында олар жеке параметрлерді қадағалап, оларды басқару үшін қолданылған. Әр аспап немесе аппарат өзінің шектелген міндеттерін орындап, ереже бойынша, басқасының жұмысымен байланыспаған. Бақылау мен реттеу жүйесіне барлық өзгерістер қолмен енгізілген, бұл кезде үрдістің жүрісі қызметкердің білімі мен жеке басының қабілеттілігіне байланысты болған.
Бұндай бақылау мен автоматтаныру жүйесін ақырын жүретін қарапайым өндірістік үрдістерде қолдану ыңғайлы. Бұнда аз ғана параметрлер сипатталып, басқару жүйесіндегі кешігу үртістің қалыптан ауытқуын болдырмау керек.
Нысанда іске асатын, максималды мүмкін болатын көлемдегі автоматтандыру нысанның тиімді тәртіптегі үздіксіз жұмысы үшін шарт қояды. Жергілікті автоматтандыру қызмет етілмейтін жабдықтардың эксплуатациялау сенімділігін жоғарылатады және диспетчерді көптеген операцияларды орындаудан босатады.
Магистральдық құбырлар жүйелерін эксплуатациялау үрдісі кезінде қажетті тапсырмалардың алдыңғы жобасына негізгі отындық-энергетикалық ресурстарды пайдаланудың нәтижелілігін бағалау және оларды үнембеу резервтерін іздестіру тапсырмалары қойылады.
Үрдістерді автоматтандыру кезінде қолданылатын шешімдердің дұрыстығының негізгі критериі - техника-экономикалық нәтижелілік. Нысандарды автоматтандыру деңгейін көтеруді техника-экономикалық есептермен негіздеу қажет.
Компрессорлік станциялар магистральдық құбырлардың міндеттелген өнімділігін ұстап тұрады. Толақтай автоматтандырылған станция қайта айдаудың қысым немесе шығын бойынша міндеттелген тәртіптерін өздігінен ұстап тұруға және жабдықтардың күйі жайында ақпараттарды бақылау пунктіне беруге тиісті.
Дипломдық жоба газды тасымалда үрдісінің математикалық моделінің негізінде компрессорлық станция жұмысының автоматтандыру сұлбасын жетілдіруге арналған.
Басқару жүйелерін жетілдірудің заманауи әдістері берілген жүйені микропроцессорлық техникаларды қолданумен құруды жобалайды. Әсіресе, динамикалық бағдарламалау есептері көмегімен жасалған тиімді басқарудың алгоритмдерін контроллерлерде жүзеге асырумен қарастырылады.
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы
Газ шығарудың тұрақты артуына байланысты өнімді жүргізу желісі өседі.
Газ құбырын түгел автоматтандыру мүмкіндігі құбыр тасымалын нәтижелі қолдану факторлары болып саналады.
Қазіргі таңда әлемдегі барлық елдерде континентаралық газ көлігінің негізгі түрі болып құбырлық есептеледі. Газ құбыры көлігінің тез дамуының себебі көліктің басқа түрімен (теміржолдық, өзендік, автомобильдік) жеткізуге қарағанда, құбыр бойымен өңдеу тиімді. Осыған орай, газ құбыры көлігі кейін де негізгі болып қалады деп есептеуге болады.
Шығару (газ кен орны) және өндіру (газ өңдейтін зауыт) ауданынан тұтыну ауданына (қала, ауыл, өнеркәсіпті кәсіпорын, электр станциялары) жеткізетін құбыр магистральды газ құбыры деп аталады. Магистральды газ құбыры жыл бойы күні-түні үздіксіз жұмыс қолданылады, диаметрі мен ұзындығы біршама болады. Магистральды газ құбырының диаметрі 150-ден 1420 мм-ге дейін, ал ұзындығы ондаған мыңнан бірнеше мың километрге дейін өзгереді. Магистральды газ құбырының жіберу қабілеттілігі 80 млн.м3тәу дейін жетуі мүмкін.
Магистральды газ құбыры жұмыс қысымына байланысты екі класка бөлінеді:
1-класс - жұмыс қысымы 2,5 тен 10МПа;
2-класс - жұмыс қысымы 1,2 ден 2,5МПа;
Қазіргі заманғы магистральды газ құбыры инженерлік құрылысты ұсынады, ол газды транспорттауға, қысуға және құбыр бойымен өңдеуге дайындайтын негізгі технологиялық процесті қамтамасыз етеді.
Негізгі технологиялық процестерді орындайтын жабдықтардан басқа магистральды газ құбырларында қосалқы құрылғылар бар, олар газ құбырын коррозиядан, электр жабықтаудан және су жабдықтауынан сақтайды. Магистральды газ құбырының құрамы оның ұзындығымен, тасымалданатын газдың фракционды құрамымен, газда СО2, H2S және ылғалдың сақталуымен, газды қолданатын тұтынушылардың талаптарымен анықталады.
ГҚЦ-1 цехтың жалпы сипаттамасы. Технологиялық үрдістің тағайындалуы. Газды қайтаөңдеу цехі №1 (ГҚЦ-1) табиғи газдардан (оның ішінде мұнайлы) және ЖККФ-нан (жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы) мақсатты компоненттерді: этан, пропан, изобутан, нормалы бутанды шығарып алуға, және де пропан-бутанды жіктер, пентан-гександы жіктер мен пештік тұрмыстық отынды алу мақсатында табиғи газдың конденсатын қайтаөңдеу үшін тағайындалған.
ГҚЦ-1 құрамына кіретіндер: №1,2,3 қондырғылар және №1,2 тоңазытқыш бөлімдер.
Газдан бензинденнің алынуы төмен температуралы конденсация әдісімен - 25[0]С температура кезінде жүзеге асады.
Көмірсутектердің кең жіктерін және табиғи газ конденсаттарын дара компоненттерге ажырату ректификация әдісімен жүзеге асады.
Цехтің жобалық өнімділігі табиғи шикі газды қайтаөңдеу бойынша − 1,5 млрд.н.м3жыл, ЖККФ қайтаөңдеу бойынша өнімділік − 600 мың.тжыл, оның ішінде табиғи газ конденсаты − 90 мың.тжыл.
Цехтің техникалық жобасы "Гипршығысмұнай" институтымен орындалған.
Тауарлы-шикізаттық цех (одан әрі − ТШЦ) тағайындалған:
- одан әрі қайта өңдеу үшін шикізатты (жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы, табиғи газдың газды конденцаты) қабылдау, сақтау және дайындау;
- дайын өнімдерді қабылдау, сақтау, дайындау және тұтынушылармен тиеу;
- көмірсутекті сұйылтылған газды құю және пропанды баллондармен куәландыру;
- реагенттер (сұйық) және майларды қабылдау, сақтау және шығару.
ТШЦ құрамына кіретін объекттер, техникалық жобаларды жетілдірушілер, объекттер құрылысы бойынша бас мердігерлер (подрядчиктер) және қолданысқа енгізу күні 1.2.1-кестеде келтірілген.
1.1-кесте
ТШЦ объекттері бойынша бас мердігерлерді қолданысқа енгізу
№
ТШЦ объекттері
Техникалық жобаны жетілдіруші
Құрылыс байынша бас мердігерлер
Қолданысқа енгізу
1
№1 (СГҚ-1) сұйылтылған газдар қоймасы
Гипршығыс-мұнай институты
(Куйбышев қ., бұрынғы
Самара қ.)
Құрылысты каспий жағалаулы басқару
1973 жыл
2
№2 (СГҚ-2) сұйылтылған газдар қоймасы
1982 жыл
3
Реагенттердің рельсалды қоймасы (РРҚ)
1973 жыл
4
(АГҚС) автогаз құю станциясы
Қазгазсжми Қазақ институты
(Алматы қ.)
Жаңаөзендік ЖМБ
1991 жыл
5
(ГТП) газтолтыру пункті
ЖКБ ГҚДҚ АҚ Өзенмұнайгаз.
ААҚ Маңғыстау-арнайықұрылыс
1998 жыл
ТШС қоймалар сыйымдылығында біруақытта сақтала алады:
- табиғи газдың газды конденсатын - 590 тонна;
- жеңіл көмірсутектердің кең жіктемесе - 435 тонна;
- сұйылтылған газдар - 3950 тонна (соның ішінде пропанды жіктер - 550 тн., нормалы бутанның жігі - 895 тн., изобутанды жіктер - 530 тн., көмірсутекті сұйылтлзактыде Маңғыстау алабын игер-ылған тазартылған газ - 175 тн., пропан-бутанды қоспа - 1800 тн.);
- пентан-гександыжіктеме - 2450 тонна;
- КЕ-1 көмірсутекті еріткіш - 225 тонна;
- пештік тұрмыстық отын - 565 тонна.
Бастапқы шикізаттың, дайын өнімнің, реагенттердің сипаттамалары. №1 газ өңдеу цехіндегі шикізат ретінде:
- табиғи және мұнайлы газдың қоспасы 34 кгсм2 (3,4 МПа) қысыммен
1.2-кесте
Табиға және мұнайлы газдың қоспасы
Компоненттер, % көлемдік
О2
N2
СО2
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
болм.
2,58
болм.
72,29
11,92
8,19
1,61
2,15
0,43
0,38
0,45
Тығыздық, 20оС, кгм3 болғанда 0,950
Жарылу шегі, % об. 1,25-1,5
ШМК, мгм3 300
Күкіртті қосылыстардың мөлшері, гм3 болм.
- этанды қондырғысы бар көмірсутектердің кең фракциясы
1.3-кесте
Этанды қондырғысы бар көмірсутектер
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
СО2
0,3
20,49
40,9
11,33
16,6
3,68
3,06
3,64
-
Тығыздық, 20[0]С, кгссм[3] болғанда 0,484
- газды тұрақсыз конденсат
1.4-кесте
Газды тұрақсыз конденсат
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
СО2
0,26
1,17
6,79
5,25
10,14
7,81
9,05
59,53
-
20[0]С кезіндегі тығыздық, кгссм[3] 0,74
Жалпы күкірт мөлшері, % салмақ. 0,02
Қопарылу шегі 1,1-8,0
ШМК, мгм[3] 30
- СГҚ-1 бар жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы
1.5-кесте
СГҚ-1 бар жеңіл көмірсутектер
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5+Ж
Н2О және сілті
СО2
сирек
3,5
55,0
10,5
20,0
11,0
сирек
-
20[0]С болғандағы тығыздық, кгссм[3] 0,524
1.1.5 Дайын өнімдер:
- этанды фракция, ТШ 4700 ҚР 40206384 АҚ-010-2004
1.6-кесте
Этанды фракция
№
Көрсеткіштің аталуы
Маркалар бойынша
нормалар
Сынау тәсілдері
А
Б
1
Компоненттредің массалық үлесі, %
- метан, артық емес
- этан, кем емес
- пропан, артық емес
- С4 және жоғары көмірсутектер қосындысы, артық емес
2,0
95,0
3,0
болм.
20,0
60,0
қалыпты емес.
2,0
МЕСТ14920
2
СО2 массалық үлесі, %, артық емес
0,02
-
қазіргі
ТШ 5.2 т. немесе МЕСТ 24975.1
3
Күкіртке қайта есептегендегі күкіртті қосылыстардың массалық үлесі, %, артық емес
0,002
0,002
қазіргі ТШ
5.3 т.
4
Күкіртсутектің массалық үлесі, %, артық емес
0,002
0,002
МЕСТ 11382
немесе МЕСТ 22985
- пропанды фракция, ЖШС СТ 40922904-03-2008
1.7-кесте
Пропанды фракция
Көрсеткіштің аталуы
Маркалар бойынша
нормалар
Сынау тәсілдері
А
Б
1 Компоненттердің массалық үлесі, %
- С1 және С2 көмірсутектердің қосындысы, артық емес
- С3 көмірсутектердің қосындысы, кем емес
оның ішінде пропиленнің, артық емес
- С4 көмірсутектердің қосындысы,
артық емес
- С5 және жоғары көмірсутектердің қосындысы, артық емес
2,0
96,0
0,2
3,0
болмайды
4,0
90,0
10,0
10,0
1,0
МЕСТ 10679
2 Күкіртсутектің массалық үлесі %, артық емес
0,003
0,003
МЕСТ 22985
3 Бос судың мөлшері
болмайды
болмайды
7.2 т. бой.
4 Сілтінің мөлшері
болмайды
болмайды
7.2 т. бой.
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы
1.1.1.1 Табиғи газдың газдық конденсаты СГҚ-2-нің Е-17011-5 сыйымдылығына құбыр жүргізу мен автоцестерндер бойымен меншікті газконденсатты кен ошағынан және ГҚЦ-2-нің Е-25 сыйымдылығына ГӨП сызығы бойымен келіп түседі.
Автоцистерндерден талдау үшін сынама алынады, судың мөлшерін тексеру жүргізіледі. Талдау нәтижелерін алғаннан кейін автоцистерннен құйылу жүргізіледі. Автоцистерннен газды конденсатты қабылдау үшін көлемі V-25 м3 жерасты Е-2032 сыйымдылық тағайындалған. Конденсатты жерасты сыйымдылыққа қабылдау тәуліктің күндізгі уақытында жүргізіледі. Газды конденсат Е-2032 сыйымдылыққа автоцистерннен өздігінен ағып келеді. Қабылдау шлангі d=100 (ысырма К-1) қамыттау көмегімен автоцистерннің ысырмасына жалғанады. Автоцистерннен босату кезінде нөмірі К-5 шамға ысырма ашық күйде болу керек. Сыйымдылықтың толу деңгейі УБ-11 (буйкалы) типті деңгей өлшегішпен, орны және операторлы СГҚ-2-де орналасқан екіншілік құрал бойынша анықталады.
Босатылудан кейін автоцистерндегі және Е-2032 (К-1) сыйымдылықтағы арматуралар жабылады, отындық газ (К-2, К-3) бойындағы ысырмалар ашылады және 6 кгссм2 кем емес қысыммен Е-2032 сыйымдылықтан сифонды құрылғы арқылы (ысырма К-4) газды конденсатты сақтау сыйымдылықтарына Е-17011-5 одан әрі қайта өңдеу үшін конденсат сығылады. Қысым Е-2032 сыйымдылықта орнатылған манометрмен бақыланады. Е-2032 сыйымдылықтан газды конденсатты босатқаннан кейін (К-2,3,4) ысырмалар жабылады. Қалған қысымдар К-5 ысырма арқылы шамға өшіктіріледі. 2 сағаттық тұнбадан кейін су Е-17011-5 сыйымдылықтан дренирленеді, сараптама жүргізіледі. Е-17011-5 сыйымдылықтан құбыры арқылы сорып алынғандар Ф-1051,2 сүзгілері арқылы механикалық қоспалардан келіп түсетін конденсатты тазалауға арналған НП-1021,2 сүңгу сораптарына келіп түседі, одан әрі ГҚЦ-13 блокқа қайта өңдеу үшін қайта айдалады.
НП-1021,2 сораптардан плунжерлердің сальникті тығыздамасы арқылы өнеркәсіптік кәрізге газды конденсаттың түсуін болдырмау үшін газды конденсатты жинауға арналған және оны ГӨП құбыры арқылы Е-7011-5 сыйымдылыққа азотпен сығуға арналған көлемі 1,6 м3 жерасты Р-7 сыйымдылық орнатылған.
НП-1021,2 сораптардың плунжерлерінің сальникті тығыздамасы арқылы өткізу кезінде газды конденсат құбыр бойымен өздігінен ағып Р-7 сыйымдылыққа жиналады. Сыйымдылықтың толу деңгейі УБ-11 типті деңгей өлшегішпен, орны және операторлы СГҚ-2-де орналасқан екіншілік құрал бойынша анықталады.
Сыйымдылықтың толуы бойынша құю құбырындағы арматура жабылады да кезекті инженер-технологтың рұқсатымен қысымы 16 кгссм2 артық емес азот Р-7 сыйымдылыққа ашылады. Қысым сыйымдылықта орнатылған манометрмен бақыланады. Сыйымдылықта қысымды жоғарылату кезінде одан әрі қайта өңдеу үшін симфонды құрылғы арқылы газды конденсат Е-17011-5-тегі ГАЖ құбыры арқылы сығылады.
Сыйымдылықта жарылыстан қорғану үшін 18,2 кгссм2 орнатылған қысымы барфакелді жүйеге тасталуымен серіппелі-сақтандыру клапаны ЖССК 25х40 орнатылған.
1.1.1.2 Кептіру мен төмен температуралы конденсация торабы. Мұнайлы және табиғи газдар қоспасы күкірттен тазарту қондырғысынан 34 кгссм2 (3,4 МПа) дейінгі қысыммен және 55 0С дейінгі температурамен үш параллельді ағынмен үш ТТК қондырғыларына келіп түседі. Газ қысымы МКТ поз.522"б" қысым датчигімен өлшенеді. Температура ПКТ поз.1061 (т.11) кедергі термометрімен өлшенеді. №3 қондырғыда газ ауа Х-3 тоңазытқышында ПКТ поз.1061 (т.3) кедергі термометрімен өлшенетін 55 0С температураға дейін қосымша салқындатылады.
Одан әрі газ дәйекті түрде Т-7, Т-11,2, Т-21-3 жылу алмастырғыштардың құбыр аралық кеңістіктерінен өтеді. Т-7 жылу алмастырғышта газдың сууы Е-3 сыйымдылықтан этанды үрлеумен жүзеге асады. Этанды үрлеу Т-7 жылу алмастырғыштан кейін ҚазГӨЗ құбырларының жерасты қатынас жолындағы № 7,20 тораптары арқылы этанқоймасына бағытталады немесе құрғақ газдың құбырларына түсіріп тасталынады. Үрлеу температурасы Е-3 сыйымдылықтан ПКТ поз.1060 (т.2) кедергі термометрімен өлшенеді және Т-7 жылу алмастырғыштан ПКТ поз.1061 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді. Т-1 және Т-2 жылу алмастырғыштарында газ "этан" қондырғысынан шығатын құрғақ газбен суытылады. Газ температуралары "этан" қондырғысынан және Т-1 мен Т-2 жылу алмастырғыштарынан кейін ПКТ поз.1060 (т.9) және поз.1061 (т.12) кедергі термометрімен өлшенеді.
Г-35 газының температурасы Т-1 мен Т-2 жылу алмастырғыштарынан кейін ПКТ поз.1060 (т.10) и поз.1060 "а" (т.2) кедергі термометрлерімен өлшенеді. Жылу алмастырғыштарда суытылған газ +14 -20оС температурамен С-5 сепараторына келіп түседі, мұнда одан тұрақсыз бензин мен ылғал тамшылары бөлініп шығады. Г-35 газы С-5 сепаратордан О-11-4 кептіргіштеріндегі кептіру торабына келіп түседі.
Кептіру торабы газда болатын ылғалды жою үшін тағайындалған. Газды кептіру екі дәйекті жұмыс жасайтын кептіргіштерде жүзеге асады, одан кейін газдың жүрісі бойынша бірінші тұрған кептіргіш регенерацияға тұрады, ал біріншісі болған соңғысына суыту айналымынан өткен кептіргіш қосылады.
Регенерация айналымынан өткен кептіргіш суытылуға тұрады.
Кептіргіштер жұмысының толық айналымы олардың әрқайсысына кептіру режимінде 16 сағат, регенерация режимінде 8 сағат, суыту режимінде 8 сағат жұмыс жасауға мүмкіндік береді.
О-11-4 адсорберлер алюмогельмен (2100 кг), силикагельмен (6500 кг) және цеолитпен (6600 кг) толтырылған. Цеолит қабаты - газдың жүрісі бойынша соңғысы. Рашиг сақинасы 200 мм. Адсорбентті ауыстыру 2 4 жылдан соң жүргізіледі.
Адсорбенттің регенерациясы мен сууы Т-11,2 жылу алмастырғыштардан кейін қайтып алынатын бензинсізделген газбен жүзеге асады.
Суыту газы суыту айналымында тұрған кептіргіш арқылы өтеді, механикалық қоспалардан тазару үшін Ф-22 арқылы және 220-2400С дейін қыздыратын П-6 пеш арқылы өтіп, адсорбентті регенерациялау үшін регенерация айналымында тұрған кептіргішке жөнелтіледі. П-6 пешінен кейін газдың температурасы ПКТ поз.159 кедергі термометрімен өлшенеді.
Осыдан соң ыстық газ Х-10 тоңазытқышта 45 0С дейін суытылады, ПКТ поз.1062 (т.6) кедергі термометрімен температурасы өлшенеді, С-9 сепаратордан, Ф-21 сүзгіден өтеді және кептіруге О-21,2 кептіргіштеріне келіп түседі. Кептіруден кейін газ зауыттың ГҮП немесе ГӨП-не жөнелтіледі.
Г-35 газы О-11-4 кептіргіштерінен Ф-11-3 сүзгілеріне жөнелтіледі, мұнда механикалық қоспалардан тазартылады, ал одан кейін И-11-4 буландырғышына беріледі.
Г-35 газдың температурасын төмендету мақсатында И-11-4 буландырғышына кіру алдында газ қосымша суытылады:
- Т-31,2 жылу алмастырғыштардағы №1 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газымен.
Г-35 газдың температурасы Т-41,2 жылу алмастырғыштардан кейін ПКТ поз.1060 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді:
- Т-24,5 жылу алмастырғыштардағы №2 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газының бөлігімен.
Т-24,5 жылу алмастырғыштардан кейін газдың температурасы ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенеді:
- Т-31,2 жылу алмастырғыштардағы №3 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газымен.
Г-35 газдың температурасы Т-31,2 жылу алмастырғыштардан кейін ПКТ поз.1060 (т.3) кедергі термометрімен өлшенеді.
Жылу алмастырғыштардан өте отырып газ И-11-4 буландырғышына келіп түседі, одан шығып газ бен тұрақсыз бензиннің қоспасы С-6 көлемді сепараторға және босатқыш саптамасы бар С-7 сепараторға келіп түседі, мұнда газдан кең фракцияның ажырауы жүреді.
С-7 сепаратордан одан арғы қайта өңделу үшін "этан" қондырғысына газ жіберіледі. Көмірсутектердің кең фракциясы (ККФ) ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенетін 150С-250С температурамен С-6, С-7 сепараторларынан Е-9 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден №1 қондырғыдағы Н-42,3 сораптармен, №2 және №3 қондырғылардағы Н-43,4 сораптармен "этан" қондырғысына жіберіледі.
"Этан" қондырғысынан бензинсізделген газ жылу алмастырғыштардан өтеді және компрессорлы цехке келесі сұлба бойынша жіберіледі:
- №1 қондырғы: Т-21-3; Т-41,2; Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы;
- №2 қондырғы: Т-21-5;Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы;
- №3 қондырғы: Т-31,2;Т-21-3;Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы КЦ-ке, ГҮП арқылы тұтынушыларға.
С-5 сепаратордағы сұйық фаза суға және тұрақсыз бензинге ажырайды. Е-35 сыйымдылық арқылы су канализацияға дренирленеді, ал тұрақсыз бензин Е-1 сыйымдылыққа түседі, мұнда ол судың қосымша тұнбасынан кейін конденсатпен бірігіп ГФҚ-2 немесе ГФҚ-3-ке қайта өңдеуге жіберіледі.
№1 қондырғыда Х-10 тоңазытқышқа параллель Х-63 тоңазытқышын қолдануға мүмкіндік бар. С-9 сепаратордағы су Е-35 сыйымдылықта дренирленеді, ал сұйық көмірсутектер ПГФ құбыр өткізгішіне кайта қысылады да сығылған газдар қоймасындағы бензиндік сыйымдылықтарға келіп түседі.
№2 қондырғыда С-9-дан ГӨП-2-дегі Е-25-ке сұйық көмірсутектерді сығу сұлбасы қарастырылған.
Этансыз нұсқадағы ТТК блоктарының жұмыс жасау мүмкіншілігі технологиялық сұлбамен қарастырылған. Бұл жағдайда жылу алмастырғыштар арқылы Г-35 газдың қозғалысының сұлбасы өзгермейді, ал құрғақ газ С-7 сепаратордан "этан" қондырғысына қарай жөнелтілмей, КЦ-тегі жылу алмастырғыштар арқылы келесі сұлба бойынша жөнелтіледі:
- №1,2 қондырғыда Т-21-3, Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы, одан әрі КЦ-ке;
- №3 қондырғыда Т-31,2; Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы, одан әрі КЦ-ке.
С-5 және С-7 сепараторлардан төмен температуралы конденсат ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенетін -15-25 0С температурамен Е-9 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-4 сорғышымен қайта өңдеуге келесі сұлба бойынша жіберледі:
- №1 қондырғысында Т-41,2; Т-31,2 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға;
- №2 қондырғысында Т-24,5 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға;
- №3 қондырғысында Т-21-3 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға.
1.1.1.3 Газфракциялау торабы. ГФҚ-1,2,3-тегі "Этан" қондырғысынан және Е-1613,14,15,16,17 сыйымдылықтағы СГҚ-1 қоймасынан көмірсутектердің кең фракциясын қайта өңдеу. "Этан" қондырғысынан және Е-1613,14,15,16,17 сыйымдылықтағы СГҚ-1 қоймасынан ПКТ поз.1060(т.9) кедергі термометрімен өлшенетін 40 0С-ге дейінгі температурамен, 29 кгссм2 (2,9 МПа) дейінгі қысыммен астының температурасы 70 1150С, үстінің - 10+10 0С және қысымы 20-34 кгссм2 (2,0-3,4МПа) болатын К-1 деэтандаушыға деметандалған (метаннан ажыратылған) кең фракция келіп түседі.
Үстінің және астының температуралары ПКТ поз.1061"з" және поз.1056 кедергі термометрлерімен өлшенеді, сәйкесінше К-1 колоннадағы қысым МКТ поз.517 қысым датчигімен өлшенеді.
К-1 колоннаның үстіндегі этанды фракция -15 0С температураға дейін суиды, ПКТ поз.1061"з" кедергі термометрімен температура өлшенеді және пропанды И-21,2 булағыштарда жарым-жартылай конденсацияланады. Булағыштардан кейін температура ПКТ поз.1060 (т.2) кедергі термометрімен өлшенеді. Булағыштардан булысұйықтық қоспа Е-3 сыйымдылыққа келіп түседі, Т-7 жылу алмастырғышта суықтықты рекуперациялаудан (кері қайтару) кейін 25 0С температураға дейін қызады, ПКТ поз.1061 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді және №7,20 торабы арқылы этансақтауышқа жөнелтіледі.
Қондырғыдан құрғақ газдың құбыр өткізгішіне этанды фракцияны берудің мүмкіндігі қарастырылған. Сұйық этанды фракция Е-3 сыйымдылықтан К-1 колоннаны суландыруға Н-51,2 сораптарымен беріледі.
"Этан" қондырғысының ТГБ-10 этанды контурын қоректендіру ысырмасы "5а" тораптың этанөткізгішінде орналасқан газ тәрізді этанмен жүргізіледі. Этанды контурды сұйық этанмен қоректендіру қажет болған кезде 1 блокта Н-51,2 сораптың рециркуляция желісінен сұйық этанды беру сұлбасы қарастырылады. К-1 колоннаның астыңғы өнімі, колоннаның астының температурасын ұстап тұру үшін тағайындалған П-1 рибойлерден алынған көмірсутектердің деэтандалған кең фракциясы ПКТ поз.1056 кедергі термометрімен өлшенетін 115 0 С дейінгі температурамен 18 кгссм2 (1,8 МПа) дейін дроссельденгеннен соң астының температурасы 95-118 0С, үстінің температурасы 40-50 0С және 14-18 кгссм2 (1,4-1,8 МПа) қысыммен К-2 депропанизаторға келіп түседі. Шикізатты К-2 колоннаға жүктеу температурасы ПКТ поз.1056 кедергі термометрімен өлшенеді, тиісінше астының температурасы ПКТ поз.1061"д" және поз.1057 кедергі термометрімен өлшенеді. К-2 колоннадағы қысым СМТ поз.127"а" қысым датчигімен өлшенеді.
К-2 колоннаның үстінен алынған пропанды фракция ПКТ поз.1061 (т.2.3) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С дейінгі температурамен Х-41-3 тоңазытқыштарда суытылады және конденсацияланады да рефлюксті Е-4 сыйымдылыққа түседі, осы жерден Н-61-3 сораптармен бір бөлігі К-2 колоннаны суландыруға жіберіледі, ал артылғаны тауарлық өнім ретінде сығылған газдар қоймасына қайта айдатылады.
Колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-2 рибойлерден алынған көк түсті (кубовый) өнім 7 кгссм2 (0,7 МПа) дейін дроссельденгеннен соң 118 0С дейінгі температурамен К-3 дебутандауышқа келіп түседі.
К-3 колоннаға салынған жүктің температурасы ПКТ поз.1057 кедергі термометрімен өлшенеді.
Қысым СМТ поз.128 қысым датчигімен өлшенеді.
К-3 колоннаның үстіндегі бутанды фракцияның булары МКТ поз.128а қысым датчигімен өлшенетін 4,5- 7,0 кгссм2 (0,45-0,7 МПа) қысыммен, ПКТ поз.1061"ж" кедергі термометрімен өлшенетін 45-58 0С температурамен Х-51-3 ауа тоңазытқыштарында ПКТ поз.1061 (т.1) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С температураға дейін суытылады және конденсацияланады да Е-5 рефлюксті сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-71,2 сораптармен жарым-жартылай К-3-те суландыруға беріледі, ал артылғаны сығылған газдар қоймасына тауарлы өнім ретінде немесе Т-5 жылу алмастырғыштары арқылы К-4 деизобутандауышқа i-бутанды және n-бутанды фракцияға ажырату үшін қайта айдатылады.
К-3 колоннаның көк түсті өнімі ПКТ поз.1058 кедергі термометрімен өлшенетін 95-118 0С температурамен колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-2 рибойлерден шығып Т-5 жылу алмастырғышта суытылады да сығылған газдар қоймасына жөнелтіледі. Температура ПКТ поз.1061 (т.7,8) кедергі термометрімен өлшенеді.
Қалыпты бутан мен изобутанды алудың қажеттілігі туындаған кезде бутандардың қоспасы Н-71,2 сораптармен Т-5 жылу алмастырғыш арқылы ПКТ поз.1061"б" кедергі термометрімен өлшенетін үстінің температурасы 50-60 0С, ПКТ поз.1059 кедергі термометрімен өлшенетін астының температурасы 60-69 0С және МКТ поз.4-1 қысым датчигімен өлшенетін 6-7 кгссм2 (0,6-0,7) қысыммен К-4 деизобутандауышқа түседі.
К-4 колоннаның үстінен алынған изобутанды фракция ПКТ поз.1060 (т.12) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С дейін Х-61-3 ауа тоңазытқыштарында суытылады, Е-6 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-81,2 сораптармен колоннаны суландыруға жіберіледі, ал артылғаны сығылған газдар қоймасына қайта айдатылады. К-4 колоннаның көк түсті өнімі, колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-4 рибойлерден алынған қалыпты бутан Н-121,2 сораптармен сығылған газдар қоймасына тартылады.
Құрғақ газдың шығынын МАЭК-қа арттыру қажет болғанда газ тәрізді пропанды, бутанды фракцияны жеке бастың қажетіне отын ретінде берудің сұлбасы 1 блокта қарастырылған. К-2 колоннаның үстінен алынған газ тәрізді пропанды фракция 40-50 0С температурамен және 14-18 кгссм2 (1,4-1,8 МПа) қысыммен Х- 4 1-3 тоңазытқыштар мен Е-4 сыйымдылықты айналып өтіп, С-9 сепаратордан кейін регенерациялау газының желісінде 5 - 8 кгссм2 (0,5-0,8 МПа) қысыммен реттеуіш-қақпақ арқылы өтеді. Қысым реттеуіш-қақпақтан кейін орналасқан датчикпен өлшенеді.
К-3 колоннаның үстіндегі буранды фракцияның буы 7 кгссм2 (0,7 МПа) дейінгі қысыммен 45-58 0С температурамен Х-51-3 тоңазытқыш пен Е-5 сыйымдылықты айналып өтіп, С-9 сепаратордан кейін регенерациялау газының желісінде 6-7 кгссм2 (0,6-0,7 МПа) қысыммен реттеуіш-қақпақ арқылы өтеді.
Пропан-бутанды фракцияның ортақ сызығында газды тіркеуді жүргізу үшін шығын өлшеуіш құрастырылған. Одан әрі пропан-бутанды фракция регенерация газының желісінің бойымен жеке бастың қажеті үшін отындық газ ретінде пайдаланылады.
1.2 Компрессорлік станцияның мақсаты
Газ құбыр бойымен қозғалғанда газ өнеркәсібінен тұтынушыға дейінгі жолда құбырдың кедергісін және қысымын жоғалтады. Қысымды шамадан тыс жоғалту құбырды тиімсіз қолдану мен жіберу қабілетін төмендетеді. Газды үлкен қашықтықта тиімді өңдеу үшін компрессорлық станциялар құрылады. Олардың құбыр трассасының бойымен орналасуын есептеу жолымен анықтайды. Осыны қорыта келе, берілген құбырдың өнімділігі мен кәсіпшіліктен газды тұтынушылардың қашықтығын анықтау үшін құбырдың диаметрін алады, жұмысшы қысымды, құбыр қабырғасының қалыңдығын, компрессорлық станцияның санын және орналасқан жерін анықтайды.
Компрессорлік станциялардың арасындағы қысым құламасы компрессорлердегі қысу дәрежесін анықтайды. Учаскенің аяғындағы қысым компрессордің басындағы қысымға тең, ал учаскенің басындағы қысым компрессордің аяғындағы қысымға тең. Қысу дәрежесінің таңдауы компрессордегі газ қысуы энергиясының шығынын анықтайды.
Газ құбырының максималды жіберу қабілеттілігін қамтамасыз ету үшін оны орнату мен қанауына кететін минималды шығындарды есептегенде барлық факторлардың жиынтығы есепке алынады. Компрессорлік станция газ құбыры трассасының бойында орналасуына байланысты басты және аралық болып бөлінеді.
Газ кәсіпшілігінің жанында орналасқан станция басты (БКС), ал қалғандары газ құбырында аралық (КС) деп аталады. БКС газ құбырындағы газды шығару қайнарына немесе өндіріске беріледі. Мұндай кен орындарында газ мұнайдың серігі болып табылады және оның ішінде ерітілген күйінде болады. Мұнай скважинадан шыққанда газ олардан арнаулы сепараторларда бөлініп шығады. Бұл жағдайда газ қысымы үлкен болмайды. Мұнай кәсіпшілігінде бағыттас газды жинау үшін кәсіпшілік құрама КС орнатылады. Олар мұнай скважиналарының тоқуларына қосылады. Бұл станциялардан газды фракциондағанда құнды компоненттер бөліну (бутан, пропан және т.б.) үшін газ-бензин зауытына жөнелтіледі, содан соң газ газ құбырының қабылдағышына келіп түседі.
Газ өндіретін зауыттардың (тақта тас өңдейтін, кокс-газ және т.б.) жанында БКС орналасқан. Магистральды газ құбырының КС-ына келесі негізгі технологиялық процестер қарастырылады: газды шаңнан тазарту, компремирлеу - газды қысу және оны салқындату. Одан басқа БКС-да газды кептіру жүргізіледі, егер ол күкіртті сутектен тұратын болса, онда газды күкірттен тазарту жүргізіледі. Кептірудің мақсаты - газдан ылғалды тартып алу. Скважинадан 10-200С температурада шығатын газ суға қанық болады. Егер газдан ылғалды тартып алмаса, онда салқын газ құбырында салқындату кезінде су бөлінеді. Қыста газ құбыры тоңған жерлерде судың мұз болуы және мұзды тығын болуы мүмкін.
Күкірттісутек - газдағы зиянды қоспа. Ылғал болған жерде ол құбыр және жабдықтар коррозиясына әкеп соғады. Магистральды газ құбырында тасымалданатын газда күкіртсутектің болуы 100 м3-қа 2 г. газдан аспауы керек. Газды қойылған шарт бойынша күкірт тазалау БКС-ның қондырғысына әкеледі. Газды шаңнан тазалау КС жабдықтарының мезгілсіз тозуынан сақтайды және олар арнайы аппараттарда жасалынады. Аппараттарда газ өзінің бағытын күрт өзгертеді және өлшенген қатты өоспалар маймен жұтылып түсіп қалады. Көрсетілген негізгі технологиялық процестерден басқа КС-да көмекші процестер орындалады, ол үшін келесі жүйелер қарастырылады:
компрессорлер мен қозғалтқыштардың салқындауына арналған айналып жүрулер;
машинаға майды құю үшін;
өрт сөндіруші жылу және су жабдықтаушыларының желдетушілері.
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС-ның орны
Компрессорлік станциялар (КС) ілеспе газды тұтыну мен қайта өңдеу пункттеріне тасымалдауды қамтамасыз етуге, және де кен орнын пайдаланудың газлифттік тәсілі кезінде газды дайындау үшін тағайындалған.
КС-ның орны мұнай мен газды жинау жүйесінде анықталады:
- орныққан өнеркәсіпте қабылданған газды жинаудың технологиялық сұлбасымен;
- негізгі газды тұтынушылардан өнеркәсіпті алып тастаумен.
Тағайындалуы бойынша компрессорлік станция бөлінеді:
- газды тұтынушылардан өнеркәсіпті барынша алып тастау кезінде мұнайды сепарациялауының I-деңгейінен газды қайта айдайтын компрессорлік станция. Осы станциялардың өнімділігі 300-ден 400 мың м3тәул шегінде тербеледі. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 12 кПа, ал айдау сызығында 60 - 140 кПа құрады, ылғалдылығы аз газ тасымалданады;
- сепарацияның соңғы деңгейлерінен газды жинақтауға арналған компрессорлік станциялар. Олардың өнімділігі сепарацияның соңғы тораптарына келіп түсетін газ мөлшеріне тәуелді, сепарация температурасы 150 - 250 мың м3тәул. шектерінде тербеледі. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 9,5 - 12 кПа, ал айдау сызығында 20 - 40 кПа құрайды.
Станцияның айдағышының сызығында қысымды арттыру газдық бензиннің конденсатының үлкен мөлшерінің құлауымен шектеледі;
- үлкен қашықтықтарға қайта айдауға арналған сығу компрессорлық станциялары. Олардың өнімділігі кең шектерде тербеле алады. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 40 кПа, ал айдау сызығында 0,64; 1 Кпа құрайды. КС айдау сызықтарындағы жоғарғы қысым кристаллгидраттардың түзілуін болдырмау үшін газды кептірудің қажеттілігін анықтайды.
Өнеркәсіптік компрессорлік станциясы өзара әрекеттестікте жұмыс жасайтын және сенімділіктің жоғарғы дәрежесіне ие болуы керек жасақтардың әр түрлі жүйесінен тұрады. Газды тұтынушыларға толассыз беру жүйелердің дұрыс өзара әрекеттестігіне және сенімділігіне тәуелді болады.
Өнеркәсіптік компрессорлік станцияның негізгі жүйелері мен тораптары:
- сыртқы коллекторлер алаңындағы компрессорлік цех. Компрессорлік цех ғимаратында компрессорлік бөлімшеден басқа май шаруашылығының, желдеткіш камерасының бөлмесі, БӨА ж А операторлығы, ауа компрессорлігі, айналмалы су жабдығының су сорабы орналастырылған;
- қабылдау сепараторларының алаңдары;
- май бөлгіштер, газды суытқыштар, сепараторлар орналастырылған сыртқы аппаратура алаңы;
- майлар қоймасы;
- тұрмыстық және көмекші бөлмелер ғимараты;
- газ реттеуіш пункті;
- градирня немесе бүркуші су алабы.
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы
1.4.1 КС компрессорлері түрлері бойынша поршеньді, бұрандалы, орталықтан тепкіш, ротациялық және біріктірілген, қысу сатысының саны бойынша - бір және көп сатылы, жетегінің түрі бойынша - газмоторлық және электрлік болып бөлінеді.
Қондырылған жабдықтардың түрлерінен тәуелсіз компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы келесі элементтерден тұрады:
- қабылдау, реттеу және газ мөлшерін өлшеу торабы;
- компрессорлік станцияның (сепараторлар) қабылдауындағы газды тазарту тораптары;
- газды қысу (компрессорлі цехтің) тораптары;
- суыту және газды тазарту (жылу алмастыру аппаратурасының, сепараторлардың, май бөлгіштердің) тораптары;
- газды беру тораптары;
- май шаруашылығының;
- айналмалы су жабдығының (компрессорлер мен газды суытуға арналған) және энергия жабдығының.
Қабылдау, реттеу және газ мөлшерін өлшеу торабы табиғи газ бен газды конденсаттың жиынының нысандарынан келіп түсетін газдың орталықтанған жиыны, өлшенуі мен таратылуына арналып тағайындалған.
Қабылдау торабын бекіту ішкі және сыртқы алаңдағы тұтынушыларға бағытталатын әр түрлі газдар ағындарын ауыстыру кезінде максималды жеделділікті қамтамасыз етуді ескере отырып орындалады.
Қабылдау торабына келіп түсетін барлық газдардың өлшемін жүргізуге, және қажет болғанда газды факелге ағызып тастауға жағдай жасайды.
Газ қабылдау торабына келіп түсетін қысымынан өзгеше қысымы бар газды қолданатын тұтынушылар үшін газ қысымын реттегіштер қондырылады.
Газ мөлшерін өлшеу көрсеткіштерді диспетчерлік (реттеуші) пунктке шығарумен тиісті газ құбырларында орнатылған диафрагма көмегімен іске асады.
Ілеспелі газдың сұйықтық немесе тозаң түріндегі әр түрлі қоспалары болуы мүмкін. Газдағы сұйықтық газдық конденсаттан, мұнайдан, судан, солярлық және компрессорлық майдан, ал тозаң - топырақтан, темірдің күкірттік қосылыстарынан, болаттық құбырлар мен басқа заттардың ішкі беттерінің тотыққан өнімдерінен тұруы мүмкін.
Осы қоспалар газ құбырларының, тиектік және ретеуші аппаратуралардың уақытынан бұрын тозуына алып келеді, бақылау-өлшеу және реттеу аспаптарының жұмысын бұзады, құбырларды бүлдіреді және газ құбырларында кристаллгидарттардың түзілуіне себепші болады. Газды қоспалардан тазарту үшін келесі аппараттар қолданылады: көлненең және тік сепараторлер, цилиндірлік және шарлы майлы тозаңқаққыштар, висциндік және керамикалық сүшгілер.
Сепараторлардағы қосқаларды ажырату газдың қозғалыс бағыты мен жылдамдығын өзгерту кезінде қоспалар бөлшектерінің ауырлық күші мен инерция күшін пайдалану есебінен жүреді.
Мұнай өнеркәсіптік компрессорлық станцияларында көлденең және тік сепараторлар қолданылады.
Көлемдік сепараторларда қоспаларды ажырату газ ағынының бағытын кенеттен өзгерту есебінен оның қозғалыс жылдамдығын бір уақытта азайту кезінде қоспаларды тұндыру жолымен жүреді. Осы сепараторлар газдың 1 МПа аспайтын қысымы кезінде қолданылады.
Циклондық сепараторларда газдың тангенциалдық енгізу бойынша кірісі кезінде циклондық камерада пайда болатын центрден тепкіш инерция күшінің көмегімен газ қоспалардан тазартылады. Бұндай сепараторлар 0,5 МПа және жоғары қысымдарда қолданылады.
Газды жақсылап тазалау үшін өз алдына екі тізбектей қосылған бірсатылы сепараторлар болып келетін екісатылы сепараторлар қондырылады.
Компрессорлік цехтер келесі негізгі бөлмелерден тұрады: компрессорлік зал, май шаруашылығы, айналмалы сорғыштық, ауа компрессорлік, БӨА ж А операторлығы, кезекші қызметкердің бөлмесі, қалқандық, трансформаторлық ішкістанция,желдеткіш камера және тұрмыстық бөлмелер.
Компрессорлік залда газды қажетті қысымға дейін сығуға арналған компрессорлық агрегаттар орналасады.
Компрессорлік агрегаттардың орналасуы бірқатарлы болады. Залдағы технологиялық ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломный проект посвящен проблеме разработки системы управления транспортировкой сырого газа.
Рассматривается технологическое назначение компрессорной станции в магистральном газопроводе, а также анализируется процесс переработки сырья и подготовки газа к транспорту.
Дается общая характеристика товарно-сырьевого цеха, исходного сырья, готовой продукции и реагентов.
В спец. часте предложено математическая модель газопровода, постановка задачи оптимального управления, структура автоматизированной системы управления режимом работы КС, разработаны схемы автоматизации и регулирования. Выполнены расчеты по реализации оптимального управления технологическим процессом. Разработано информационное, техническое и программное обеспечение системы автоматизации.
Работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений.
ANNOTATION
The degree project is devoted to a problem of development of the system of control by transportation of sour gas.
Technological assignment of compressor station in the trunk gas conduit is considered, and also process of processing of raw materials and preparation of gas for transport is analyzed.
The total characteristic of commodity and raw shop, the initial raw materials, finished goods and reagents is given.
In a special part it is offered a mathematical model of a gas conduit, setting of the task of optimum control, structure of an automated control system for KS operation mode, automation and regulation diagrams are developed. Calculations for implementation of optimum control by technological process are executed. It is developed information, technical and the software of system of automation.
Operation consists of introduction, 4 heads, the inference, the list of references and applications.
АҢДАТПА
Дипломдық жоба шикі газды тасымалдаудың басқару жүйесін жасау мәселесіне арналған.
Магистральдық газ құбырындағы компрессорлік станцияның технологиялық тағайындалуы қарастырылады, және де шикізатты қайта өңдеу мен газды тасымалдауғы дайындау үрдістері талданады.
Тауарлы-шикізат цехіне, бастапқы шикізатқа, дайын өнімге және реагенттерге жалпы сипаттама беріледі.
Арнайы бөлімде газ құбырының математикалық моделі, тиімді басқару тапсырмасының қойылысы, КС-ның жұмыс тәртіптерін басқарудың автоматтандырылған жүйесінің құрылымы ұсынылған, автоматтандыру мен реттеу сұлбалары жасалынған. Технологиялық үрдісті тиімді басқаруды іске асыру бойынша есептеулер орындалған. Автоматтандыру жүйесінің ақпараттық, техникалық және бағдарламалық қамтамалары жасалынған.
Жұмыс кіріспеден, 4 тараудан, қорытындыдан, пайдаланған әдебиеттер тізімінен және қосымшадан тұрады.
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
10
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
11
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы
11
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы
15
1.2 Компрессорлік станция жұмысының мақсаты
21
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС-ның орны
22
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы
23
2 АРНАЙЫ БӨЛІМ
31
2.1 Газ құбырының компрессорлық станциясы автоматты реттеу объектісі ретінде
31
2.2 ТҮБАЖ жүйесін жасаудың мақсаты
33
2.2.1 Газды тасымалдау үрдісін автоматтандырудың қазіргі жағдайы
33
2.3 Газ тасымалдауды тиімді басқарудың тапсырмасын қою
34
2.3.1 Тиімділенген есептер критерилері
36
2.4 Газ тасымалдау үрдісінің математикалық моделі
37
2.5 Иммитациялық модельдеу
42
2.6 Тиімді басқару бойынша есептер (ПИ - реттегіш)
43
2.7 Жүйенің құрамы мен құрылымы
47
2.7.1 Жүйенің құрылымы
47
2.7.2 Жүйенің функцияналдық деңгейлері
48
2.8 Негізгі техникалық шешімдер
48
2.8.1 Жүйенің құрылымы бойынша шешімдер
48
2.8.2 Жүйе жұмысының функциялау және диагностика жасау режимдері бойынша шешімдері
49
2.9 Функциялар мен тапсырмалар құрамы
50
2.10 Ақпараттық қамтама
51
2.11Техникалық қамтама
52
2.11.1 ГФҚ мен ТТК-тың ТҮБАЖ-н модернизациялау
52
2.11.2 ТТК қондырғысы жұмысының алгоритмі
53
2.11.3 ГФҚ-1 қондырғысының алгоритмі
54
2.11.4 Автоматтандыру және бақылау сұлбалары
55
2.11.5 КС-ның автоматтандыру сұлбаларының сипаттамасы
57
2.11.6 Кептіру және ТТК қондырғылары бойынша
59
2.11.7 ГФҚ қондырғылары бойынша
60
2.11.8 Автоматизацияның техникалық құралдарын таңдау
61
2.12 Бағдарламалық қамтама
63
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
64
3.1 Шикі газды тасымалдау үрдісіндегі автоматты басқару жүйесінің техника-экономикалық негізі
64
3.2 Автоматтандыру жүйесін енгізу және өңдеуді есептеу
65
3.2.1 Өңдеушілердің еңбек ақысы
65
3.2.2 Автоматтандыру құралдары мен аспаптарына шығын
65
3.2.3 Жүйе монтажының шығыны
67
3.2.4 Машинаның сағат құнын есептеу
67
3.3 Автоматтандыру жүйесін енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу
68
4 ҚАУІПСІЗДІК ЖӘНЕ ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
70
4.1 Қауіпсіздік және еңбек саласындағы заңдар
70
4.1.1 Еңбек Кодексін қолданысқа енгізу туралы 2007.15.05. № 252-III ҚР Заңы
70
4.1.2 Өрт қауіпсіздігі туралы Қазақстан Республикасының 1996 жылғы 22 қарашадағы № 48-1 Заңы
72
4.1.3 Техникалық реттеу туралы Қазақстан Республикасының 2004 жылғы 9 қарашадағы №603 Заңы
74
4.2 Газ тасымалдау кезіндегі қауіпсіздік шаралары
77
4.3 Газ тасымалдау кезіндегі зиянды факторларды талдау
78
4.3.1 №1 цех бойынша зиянды заттардың анализі
78
4.3.2 Цех бойынша шу мен діріл
80
4.4 Өрт қауіпсіздігі талаптары
81
5 ҚОРЫТЫНДЫ
82
6 ҚЫСҚАРҒАН СӨЗДЕР ТІЗІМІ
83
6 ПАЙДАЛАНҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
7 ҚОСЫМША А
ҚОСЫМША Ә
КІРІСПЕ
Газ өнеркәсібі - Қазақстанның энергетика шаруашылығының ең нәтижелі отын салаларының бірі болып табылады.
Соңғы жылдар ішінде газды шығару мен тұтыну едәуір ұлғайды. Жаңа технологияларды қолдану бақылау аспаптары мен автоматтандыру құралдарын пайдалану тапсырмалары мен мүмкіндіктерін түбегейлі өзгертті.
Салыстырмалы түрде жақында олар жеке параметрлерді қадағалап, оларды басқару үшін қолданылған. Әр аспап немесе аппарат өзінің шектелген міндеттерін орындап, ереже бойынша, басқасының жұмысымен байланыспаған. Бақылау мен реттеу жүйесіне барлық өзгерістер қолмен енгізілген, бұл кезде үрдістің жүрісі қызметкердің білімі мен жеке басының қабілеттілігіне байланысты болған.
Бұндай бақылау мен автоматтаныру жүйесін ақырын жүретін қарапайым өндірістік үрдістерде қолдану ыңғайлы. Бұнда аз ғана параметрлер сипатталып, басқару жүйесіндегі кешігу үртістің қалыптан ауытқуын болдырмау керек.
Нысанда іске асатын, максималды мүмкін болатын көлемдегі автоматтандыру нысанның тиімді тәртіптегі үздіксіз жұмысы үшін шарт қояды. Жергілікті автоматтандыру қызмет етілмейтін жабдықтардың эксплуатациялау сенімділігін жоғарылатады және диспетчерді көптеген операцияларды орындаудан босатады.
Магистральдық құбырлар жүйелерін эксплуатациялау үрдісі кезінде қажетті тапсырмалардың алдыңғы жобасына негізгі отындық-энергетикалық ресурстарды пайдаланудың нәтижелілігін бағалау және оларды үнембеу резервтерін іздестіру тапсырмалары қойылады.
Үрдістерді автоматтандыру кезінде қолданылатын шешімдердің дұрыстығының негізгі критериі - техника-экономикалық нәтижелілік. Нысандарды автоматтандыру деңгейін көтеруді техника-экономикалық есептермен негіздеу қажет.
Компрессорлік станциялар магистральдық құбырлардың міндеттелген өнімділігін ұстап тұрады. Толақтай автоматтандырылған станция қайта айдаудың қысым немесе шығын бойынша міндеттелген тәртіптерін өздігінен ұстап тұруға және жабдықтардың күйі жайында ақпараттарды бақылау пунктіне беруге тиісті.
Дипломдық жоба газды тасымалда үрдісінің математикалық моделінің негізінде компрессорлық станция жұмысының автоматтандыру сұлбасын жетілдіруге арналған.
Басқару жүйелерін жетілдірудің заманауи әдістері берілген жүйені микропроцессорлық техникаларды қолданумен құруды жобалайды. Әсіресе, динамикалық бағдарламалау есептері көмегімен жасалған тиімді басқарудың алгоритмдерін контроллерлерде жүзеге асырумен қарастырылады.
1 ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Магистральдық газ құбырының жалпы сипаттамасы
Газ шығарудың тұрақты артуына байланысты өнімді жүргізу желісі өседі.
Газ құбырын түгел автоматтандыру мүмкіндігі құбыр тасымалын нәтижелі қолдану факторлары болып саналады.
Қазіргі таңда әлемдегі барлық елдерде континентаралық газ көлігінің негізгі түрі болып құбырлық есептеледі. Газ құбыры көлігінің тез дамуының себебі көліктің басқа түрімен (теміржолдық, өзендік, автомобильдік) жеткізуге қарағанда, құбыр бойымен өңдеу тиімді. Осыған орай, газ құбыры көлігі кейін де негізгі болып қалады деп есептеуге болады.
Шығару (газ кен орны) және өндіру (газ өңдейтін зауыт) ауданынан тұтыну ауданына (қала, ауыл, өнеркәсіпті кәсіпорын, электр станциялары) жеткізетін құбыр магистральды газ құбыры деп аталады. Магистральды газ құбыры жыл бойы күні-түні үздіксіз жұмыс қолданылады, диаметрі мен ұзындығы біршама болады. Магистральды газ құбырының диаметрі 150-ден 1420 мм-ге дейін, ал ұзындығы ондаған мыңнан бірнеше мың километрге дейін өзгереді. Магистральды газ құбырының жіберу қабілеттілігі 80 млн.м3тәу дейін жетуі мүмкін.
Магистральды газ құбыры жұмыс қысымына байланысты екі класка бөлінеді:
1-класс - жұмыс қысымы 2,5 тен 10МПа;
2-класс - жұмыс қысымы 1,2 ден 2,5МПа;
Қазіргі заманғы магистральды газ құбыры инженерлік құрылысты ұсынады, ол газды транспорттауға, қысуға және құбыр бойымен өңдеуге дайындайтын негізгі технологиялық процесті қамтамасыз етеді.
Негізгі технологиялық процестерді орындайтын жабдықтардан басқа магистральды газ құбырларында қосалқы құрылғылар бар, олар газ құбырын коррозиядан, электр жабықтаудан және су жабдықтауынан сақтайды. Магистральды газ құбырының құрамы оның ұзындығымен, тасымалданатын газдың фракционды құрамымен, газда СО2, H2S және ылғалдың сақталуымен, газды қолданатын тұтынушылардың талаптарымен анықталады.
ГҚЦ-1 цехтың жалпы сипаттамасы. Технологиялық үрдістің тағайындалуы. Газды қайтаөңдеу цехі №1 (ГҚЦ-1) табиғи газдардан (оның ішінде мұнайлы) және ЖККФ-нан (жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы) мақсатты компоненттерді: этан, пропан, изобутан, нормалы бутанды шығарып алуға, және де пропан-бутанды жіктер, пентан-гександы жіктер мен пештік тұрмыстық отынды алу мақсатында табиғи газдың конденсатын қайтаөңдеу үшін тағайындалған.
ГҚЦ-1 құрамына кіретіндер: №1,2,3 қондырғылар және №1,2 тоңазытқыш бөлімдер.
Газдан бензинденнің алынуы төмен температуралы конденсация әдісімен - 25[0]С температура кезінде жүзеге асады.
Көмірсутектердің кең жіктерін және табиғи газ конденсаттарын дара компоненттерге ажырату ректификация әдісімен жүзеге асады.
Цехтің жобалық өнімділігі табиғи шикі газды қайтаөңдеу бойынша − 1,5 млрд.н.м3жыл, ЖККФ қайтаөңдеу бойынша өнімділік − 600 мың.тжыл, оның ішінде табиғи газ конденсаты − 90 мың.тжыл.
Цехтің техникалық жобасы "Гипршығысмұнай" институтымен орындалған.
Тауарлы-шикізаттық цех (одан әрі − ТШЦ) тағайындалған:
- одан әрі қайта өңдеу үшін шикізатты (жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы, табиғи газдың газды конденцаты) қабылдау, сақтау және дайындау;
- дайын өнімдерді қабылдау, сақтау, дайындау және тұтынушылармен тиеу;
- көмірсутекті сұйылтылған газды құю және пропанды баллондармен куәландыру;
- реагенттер (сұйық) және майларды қабылдау, сақтау және шығару.
ТШЦ құрамына кіретін объекттер, техникалық жобаларды жетілдірушілер, объекттер құрылысы бойынша бас мердігерлер (подрядчиктер) және қолданысқа енгізу күні 1.2.1-кестеде келтірілген.
1.1-кесте
ТШЦ объекттері бойынша бас мердігерлерді қолданысқа енгізу
№
ТШЦ объекттері
Техникалық жобаны жетілдіруші
Құрылыс байынша бас мердігерлер
Қолданысқа енгізу
1
№1 (СГҚ-1) сұйылтылған газдар қоймасы
Гипршығыс-мұнай институты
(Куйбышев қ., бұрынғы
Самара қ.)
Құрылысты каспий жағалаулы басқару
1973 жыл
2
№2 (СГҚ-2) сұйылтылған газдар қоймасы
1982 жыл
3
Реагенттердің рельсалды қоймасы (РРҚ)
1973 жыл
4
(АГҚС) автогаз құю станциясы
Қазгазсжми Қазақ институты
(Алматы қ.)
Жаңаөзендік ЖМБ
1991 жыл
5
(ГТП) газтолтыру пункті
ЖКБ ГҚДҚ АҚ Өзенмұнайгаз.
ААҚ Маңғыстау-арнайықұрылыс
1998 жыл
ТШС қоймалар сыйымдылығында біруақытта сақтала алады:
- табиғи газдың газды конденсатын - 590 тонна;
- жеңіл көмірсутектердің кең жіктемесе - 435 тонна;
- сұйылтылған газдар - 3950 тонна (соның ішінде пропанды жіктер - 550 тн., нормалы бутанның жігі - 895 тн., изобутанды жіктер - 530 тн., көмірсутекті сұйылтлзактыде Маңғыстау алабын игер-ылған тазартылған газ - 175 тн., пропан-бутанды қоспа - 1800 тн.);
- пентан-гександыжіктеме - 2450 тонна;
- КЕ-1 көмірсутекті еріткіш - 225 тонна;
- пештік тұрмыстық отын - 565 тонна.
Бастапқы шикізаттың, дайын өнімнің, реагенттердің сипаттамалары. №1 газ өңдеу цехіндегі шикізат ретінде:
- табиғи және мұнайлы газдың қоспасы 34 кгсм2 (3,4 МПа) қысыммен
1.2-кесте
Табиға және мұнайлы газдың қоспасы
Компоненттер, % көлемдік
О2
N2
СО2
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
болм.
2,58
болм.
72,29
11,92
8,19
1,61
2,15
0,43
0,38
0,45
Тығыздық, 20оС, кгм3 болғанда 0,950
Жарылу шегі, % об. 1,25-1,5
ШМК, мгм3 300
Күкіртті қосылыстардың мөлшері, гм3 болм.
- этанды қондырғысы бар көмірсутектердің кең фракциясы
1.3-кесте
Этанды қондырғысы бар көмірсутектер
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
СО2
0,3
20,49
40,9
11,33
16,6
3,68
3,06
3,64
-
Тығыздық, 20[0]С, кгссм[3] болғанда 0,484
- газды тұрақсыз конденсат
1.4-кесте
Газды тұрақсыз конденсат
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5Н12
қС5Н12
С6+Ж
СО2
0,26
1,17
6,79
5,25
10,14
7,81
9,05
59,53
-
20[0]С кезіндегі тығыздық, кгссм[3] 0,74
Жалпы күкірт мөлшері, % салмақ. 0,02
Қопарылу шегі 1,1-8,0
ШМК, мгм[3] 30
- СГҚ-1 бар жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы
1.5-кесте
СГҚ-1 бар жеңіл көмірсутектер
Компоненттер, % массалық
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
қС4Н10
С5+Ж
Н2О және сілті
СО2
сирек
3,5
55,0
10,5
20,0
11,0
сирек
-
20[0]С болғандағы тығыздық, кгссм[3] 0,524
1.1.5 Дайын өнімдер:
- этанды фракция, ТШ 4700 ҚР 40206384 АҚ-010-2004
1.6-кесте
Этанды фракция
№
Көрсеткіштің аталуы
Маркалар бойынша
нормалар
Сынау тәсілдері
А
Б
1
Компоненттредің массалық үлесі, %
- метан, артық емес
- этан, кем емес
- пропан, артық емес
- С4 және жоғары көмірсутектер қосындысы, артық емес
2,0
95,0
3,0
болм.
20,0
60,0
қалыпты емес.
2,0
МЕСТ14920
2
СО2 массалық үлесі, %, артық емес
0,02
-
қазіргі
ТШ 5.2 т. немесе МЕСТ 24975.1
3
Күкіртке қайта есептегендегі күкіртті қосылыстардың массалық үлесі, %, артық емес
0,002
0,002
қазіргі ТШ
5.3 т.
4
Күкіртсутектің массалық үлесі, %, артық емес
0,002
0,002
МЕСТ 11382
немесе МЕСТ 22985
- пропанды фракция, ЖШС СТ 40922904-03-2008
1.7-кесте
Пропанды фракция
Көрсеткіштің аталуы
Маркалар бойынша
нормалар
Сынау тәсілдері
А
Б
1 Компоненттердің массалық үлесі, %
- С1 және С2 көмірсутектердің қосындысы, артық емес
- С3 көмірсутектердің қосындысы, кем емес
оның ішінде пропиленнің, артық емес
- С4 көмірсутектердің қосындысы,
артық емес
- С5 және жоғары көмірсутектердің қосындысы, артық емес
2,0
96,0
0,2
3,0
болмайды
4,0
90,0
10,0
10,0
1,0
МЕСТ 10679
2 Күкіртсутектің массалық үлесі %, артық емес
0,003
0,003
МЕСТ 22985
3 Бос судың мөлшері
болмайды
болмайды
7.2 т. бой.
4 Сілтінің мөлшері
болмайды
болмайды
7.2 т. бой.
1.1.1 Технологиялық сұлбалардың сипаттамасы
1.1.1.1 Табиғи газдың газдық конденсаты СГҚ-2-нің Е-17011-5 сыйымдылығына құбыр жүргізу мен автоцестерндер бойымен меншікті газконденсатты кен ошағынан және ГҚЦ-2-нің Е-25 сыйымдылығына ГӨП сызығы бойымен келіп түседі.
Автоцистерндерден талдау үшін сынама алынады, судың мөлшерін тексеру жүргізіледі. Талдау нәтижелерін алғаннан кейін автоцистерннен құйылу жүргізіледі. Автоцистерннен газды конденсатты қабылдау үшін көлемі V-25 м3 жерасты Е-2032 сыйымдылық тағайындалған. Конденсатты жерасты сыйымдылыққа қабылдау тәуліктің күндізгі уақытында жүргізіледі. Газды конденсат Е-2032 сыйымдылыққа автоцистерннен өздігінен ағып келеді. Қабылдау шлангі d=100 (ысырма К-1) қамыттау көмегімен автоцистерннің ысырмасына жалғанады. Автоцистерннен босату кезінде нөмірі К-5 шамға ысырма ашық күйде болу керек. Сыйымдылықтың толу деңгейі УБ-11 (буйкалы) типті деңгей өлшегішпен, орны және операторлы СГҚ-2-де орналасқан екіншілік құрал бойынша анықталады.
Босатылудан кейін автоцистерндегі және Е-2032 (К-1) сыйымдылықтағы арматуралар жабылады, отындық газ (К-2, К-3) бойындағы ысырмалар ашылады және 6 кгссм2 кем емес қысыммен Е-2032 сыйымдылықтан сифонды құрылғы арқылы (ысырма К-4) газды конденсатты сақтау сыйымдылықтарына Е-17011-5 одан әрі қайта өңдеу үшін конденсат сығылады. Қысым Е-2032 сыйымдылықта орнатылған манометрмен бақыланады. Е-2032 сыйымдылықтан газды конденсатты босатқаннан кейін (К-2,3,4) ысырмалар жабылады. Қалған қысымдар К-5 ысырма арқылы шамға өшіктіріледі. 2 сағаттық тұнбадан кейін су Е-17011-5 сыйымдылықтан дренирленеді, сараптама жүргізіледі. Е-17011-5 сыйымдылықтан құбыры арқылы сорып алынғандар Ф-1051,2 сүзгілері арқылы механикалық қоспалардан келіп түсетін конденсатты тазалауға арналған НП-1021,2 сүңгу сораптарына келіп түседі, одан әрі ГҚЦ-13 блокқа қайта өңдеу үшін қайта айдалады.
НП-1021,2 сораптардан плунжерлердің сальникті тығыздамасы арқылы өнеркәсіптік кәрізге газды конденсаттың түсуін болдырмау үшін газды конденсатты жинауға арналған және оны ГӨП құбыры арқылы Е-7011-5 сыйымдылыққа азотпен сығуға арналған көлемі 1,6 м3 жерасты Р-7 сыйымдылық орнатылған.
НП-1021,2 сораптардың плунжерлерінің сальникті тығыздамасы арқылы өткізу кезінде газды конденсат құбыр бойымен өздігінен ағып Р-7 сыйымдылыққа жиналады. Сыйымдылықтың толу деңгейі УБ-11 типті деңгей өлшегішпен, орны және операторлы СГҚ-2-де орналасқан екіншілік құрал бойынша анықталады.
Сыйымдылықтың толуы бойынша құю құбырындағы арматура жабылады да кезекті инженер-технологтың рұқсатымен қысымы 16 кгссм2 артық емес азот Р-7 сыйымдылыққа ашылады. Қысым сыйымдылықта орнатылған манометрмен бақыланады. Сыйымдылықта қысымды жоғарылату кезінде одан әрі қайта өңдеу үшін симфонды құрылғы арқылы газды конденсат Е-17011-5-тегі ГАЖ құбыры арқылы сығылады.
Сыйымдылықта жарылыстан қорғану үшін 18,2 кгссм2 орнатылған қысымы барфакелді жүйеге тасталуымен серіппелі-сақтандыру клапаны ЖССК 25х40 орнатылған.
1.1.1.2 Кептіру мен төмен температуралы конденсация торабы. Мұнайлы және табиғи газдар қоспасы күкірттен тазарту қондырғысынан 34 кгссм2 (3,4 МПа) дейінгі қысыммен және 55 0С дейінгі температурамен үш параллельді ағынмен үш ТТК қондырғыларына келіп түседі. Газ қысымы МКТ поз.522"б" қысым датчигімен өлшенеді. Температура ПКТ поз.1061 (т.11) кедергі термометрімен өлшенеді. №3 қондырғыда газ ауа Х-3 тоңазытқышында ПКТ поз.1061 (т.3) кедергі термометрімен өлшенетін 55 0С температураға дейін қосымша салқындатылады.
Одан әрі газ дәйекті түрде Т-7, Т-11,2, Т-21-3 жылу алмастырғыштардың құбыр аралық кеңістіктерінен өтеді. Т-7 жылу алмастырғышта газдың сууы Е-3 сыйымдылықтан этанды үрлеумен жүзеге асады. Этанды үрлеу Т-7 жылу алмастырғыштан кейін ҚазГӨЗ құбырларының жерасты қатынас жолындағы № 7,20 тораптары арқылы этанқоймасына бағытталады немесе құрғақ газдың құбырларына түсіріп тасталынады. Үрлеу температурасы Е-3 сыйымдылықтан ПКТ поз.1060 (т.2) кедергі термометрімен өлшенеді және Т-7 жылу алмастырғыштан ПКТ поз.1061 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді. Т-1 және Т-2 жылу алмастырғыштарында газ "этан" қондырғысынан шығатын құрғақ газбен суытылады. Газ температуралары "этан" қондырғысынан және Т-1 мен Т-2 жылу алмастырғыштарынан кейін ПКТ поз.1060 (т.9) және поз.1061 (т.12) кедергі термометрімен өлшенеді.
Г-35 газының температурасы Т-1 мен Т-2 жылу алмастырғыштарынан кейін ПКТ поз.1060 (т.10) и поз.1060 "а" (т.2) кедергі термометрлерімен өлшенеді. Жылу алмастырғыштарда суытылған газ +14 -20оС температурамен С-5 сепараторына келіп түседі, мұнда одан тұрақсыз бензин мен ылғал тамшылары бөлініп шығады. Г-35 газы С-5 сепаратордан О-11-4 кептіргіштеріндегі кептіру торабына келіп түседі.
Кептіру торабы газда болатын ылғалды жою үшін тағайындалған. Газды кептіру екі дәйекті жұмыс жасайтын кептіргіштерде жүзеге асады, одан кейін газдың жүрісі бойынша бірінші тұрған кептіргіш регенерацияға тұрады, ал біріншісі болған соңғысына суыту айналымынан өткен кептіргіш қосылады.
Регенерация айналымынан өткен кептіргіш суытылуға тұрады.
Кептіргіштер жұмысының толық айналымы олардың әрқайсысына кептіру режимінде 16 сағат, регенерация режимінде 8 сағат, суыту режимінде 8 сағат жұмыс жасауға мүмкіндік береді.
О-11-4 адсорберлер алюмогельмен (2100 кг), силикагельмен (6500 кг) және цеолитпен (6600 кг) толтырылған. Цеолит қабаты - газдың жүрісі бойынша соңғысы. Рашиг сақинасы 200 мм. Адсорбентті ауыстыру 2 4 жылдан соң жүргізіледі.
Адсорбенттің регенерациясы мен сууы Т-11,2 жылу алмастырғыштардан кейін қайтып алынатын бензинсізделген газбен жүзеге асады.
Суыту газы суыту айналымында тұрған кептіргіш арқылы өтеді, механикалық қоспалардан тазару үшін Ф-22 арқылы және 220-2400С дейін қыздыратын П-6 пеш арқылы өтіп, адсорбентті регенерациялау үшін регенерация айналымында тұрған кептіргішке жөнелтіледі. П-6 пешінен кейін газдың температурасы ПКТ поз.159 кедергі термометрімен өлшенеді.
Осыдан соң ыстық газ Х-10 тоңазытқышта 45 0С дейін суытылады, ПКТ поз.1062 (т.6) кедергі термометрімен температурасы өлшенеді, С-9 сепаратордан, Ф-21 сүзгіден өтеді және кептіруге О-21,2 кептіргіштеріне келіп түседі. Кептіруден кейін газ зауыттың ГҮП немесе ГӨП-не жөнелтіледі.
Г-35 газы О-11-4 кептіргіштерінен Ф-11-3 сүзгілеріне жөнелтіледі, мұнда механикалық қоспалардан тазартылады, ал одан кейін И-11-4 буландырғышына беріледі.
Г-35 газдың температурасын төмендету мақсатында И-11-4 буландырғышына кіру алдында газ қосымша суытылады:
- Т-31,2 жылу алмастырғыштардағы №1 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газымен.
Г-35 газдың температурасы Т-41,2 жылу алмастырғыштардан кейін ПКТ поз.1060 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді:
- Т-24,5 жылу алмастырғыштардағы №2 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газының бөлігімен.
Т-24,5 жылу алмастырғыштардан кейін газдың температурасы ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенеді:
- Т-31,2 жылу алмастырғыштардағы №3 қондырғыда "этан" қондырғысының құрғақ газымен.
Г-35 газдың температурасы Т-31,2 жылу алмастырғыштардан кейін ПКТ поз.1060 (т.3) кедергі термометрімен өлшенеді.
Жылу алмастырғыштардан өте отырып газ И-11-4 буландырғышына келіп түседі, одан шығып газ бен тұрақсыз бензиннің қоспасы С-6 көлемді сепараторға және босатқыш саптамасы бар С-7 сепараторға келіп түседі, мұнда газдан кең фракцияның ажырауы жүреді.
С-7 сепаратордан одан арғы қайта өңделу үшін "этан" қондырғысына газ жіберіледі. Көмірсутектердің кең фракциясы (ККФ) ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенетін 150С-250С температурамен С-6, С-7 сепараторларынан Е-9 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден №1 қондырғыдағы Н-42,3 сораптармен, №2 және №3 қондырғылардағы Н-43,4 сораптармен "этан" қондырғысына жіберіледі.
"Этан" қондырғысынан бензинсізделген газ жылу алмастырғыштардан өтеді және компрессорлы цехке келесі сұлба бойынша жіберіледі:
- №1 қондырғы: Т-21-3; Т-41,2; Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы;
- №2 қондырғы: Т-21-5;Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы;
- №3 қондырғы: Т-31,2;Т-21-3;Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы КЦ-ке, ГҮП арқылы тұтынушыларға.
С-5 сепаратордағы сұйық фаза суға және тұрақсыз бензинге ажырайды. Е-35 сыйымдылық арқылы су канализацияға дренирленеді, ал тұрақсыз бензин Е-1 сыйымдылыққа түседі, мұнда ол судың қосымша тұнбасынан кейін конденсатпен бірігіп ГФҚ-2 немесе ГФҚ-3-ке қайта өңдеуге жіберіледі.
№1 қондырғыда Х-10 тоңазытқышқа параллель Х-63 тоңазытқышын қолдануға мүмкіндік бар. С-9 сепаратордағы су Е-35 сыйымдылықта дренирленеді, ал сұйық көмірсутектер ПГФ құбыр өткізгішіне кайта қысылады да сығылған газдар қоймасындағы бензиндік сыйымдылықтарға келіп түседі.
№2 қондырғыда С-9-дан ГӨП-2-дегі Е-25-ке сұйық көмірсутектерді сығу сұлбасы қарастырылған.
Этансыз нұсқадағы ТТК блоктарының жұмыс жасау мүмкіншілігі технологиялық сұлбамен қарастырылған. Бұл жағдайда жылу алмастырғыштар арқылы Г-35 газдың қозғалысының сұлбасы өзгермейді, ал құрғақ газ С-7 сепаратордан "этан" қондырғысына қарай жөнелтілмей, КЦ-тегі жылу алмастырғыштар арқылы келесі сұлба бойынша жөнелтіледі:
- №1,2 қондырғыда Т-21-3, Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы, одан әрі КЦ-ке;
- №3 қондырғыда Т-31,2; Т-11,2 жылу алмастырғыштар арқылы, одан әрі КЦ-ке.
С-5 және С-7 сепараторлардан төмен температуралы конденсат ПКТ поз.1060 (т.11) кедергі термометрімен өлшенетін -15-25 0С температурамен Е-9 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-4 сорғышымен қайта өңдеуге келесі сұлба бойынша жіберледі:
- №1 қондырғысында Т-41,2; Т-31,2 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға;
- №2 қондырғысында Т-24,5 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға;
- №3 қондырғысында Т-21-3 жылу алмастырғыштары арқылы К-1 колоннаға.
1.1.1.3 Газфракциялау торабы. ГФҚ-1,2,3-тегі "Этан" қондырғысынан және Е-1613,14,15,16,17 сыйымдылықтағы СГҚ-1 қоймасынан көмірсутектердің кең фракциясын қайта өңдеу. "Этан" қондырғысынан және Е-1613,14,15,16,17 сыйымдылықтағы СГҚ-1 қоймасынан ПКТ поз.1060(т.9) кедергі термометрімен өлшенетін 40 0С-ге дейінгі температурамен, 29 кгссм2 (2,9 МПа) дейінгі қысыммен астының температурасы 70 1150С, үстінің - 10+10 0С және қысымы 20-34 кгссм2 (2,0-3,4МПа) болатын К-1 деэтандаушыға деметандалған (метаннан ажыратылған) кең фракция келіп түседі.
Үстінің және астының температуралары ПКТ поз.1061"з" және поз.1056 кедергі термометрлерімен өлшенеді, сәйкесінше К-1 колоннадағы қысым МКТ поз.517 қысым датчигімен өлшенеді.
К-1 колоннаның үстіндегі этанды фракция -15 0С температураға дейін суиды, ПКТ поз.1061"з" кедергі термометрімен температура өлшенеді және пропанды И-21,2 булағыштарда жарым-жартылай конденсацияланады. Булағыштардан кейін температура ПКТ поз.1060 (т.2) кедергі термометрімен өлшенеді. Булағыштардан булысұйықтық қоспа Е-3 сыйымдылыққа келіп түседі, Т-7 жылу алмастырғышта суықтықты рекуперациялаудан (кері қайтару) кейін 25 0С температураға дейін қызады, ПКТ поз.1061 (т.4) кедергі термометрімен өлшенеді және №7,20 торабы арқылы этансақтауышқа жөнелтіледі.
Қондырғыдан құрғақ газдың құбыр өткізгішіне этанды фракцияны берудің мүмкіндігі қарастырылған. Сұйық этанды фракция Е-3 сыйымдылықтан К-1 колоннаны суландыруға Н-51,2 сораптарымен беріледі.
"Этан" қондырғысының ТГБ-10 этанды контурын қоректендіру ысырмасы "5а" тораптың этанөткізгішінде орналасқан газ тәрізді этанмен жүргізіледі. Этанды контурды сұйық этанмен қоректендіру қажет болған кезде 1 блокта Н-51,2 сораптың рециркуляция желісінен сұйық этанды беру сұлбасы қарастырылады. К-1 колоннаның астыңғы өнімі, колоннаның астының температурасын ұстап тұру үшін тағайындалған П-1 рибойлерден алынған көмірсутектердің деэтандалған кең фракциясы ПКТ поз.1056 кедергі термометрімен өлшенетін 115 0 С дейінгі температурамен 18 кгссм2 (1,8 МПа) дейін дроссельденгеннен соң астының температурасы 95-118 0С, үстінің температурасы 40-50 0С және 14-18 кгссм2 (1,4-1,8 МПа) қысыммен К-2 депропанизаторға келіп түседі. Шикізатты К-2 колоннаға жүктеу температурасы ПКТ поз.1056 кедергі термометрімен өлшенеді, тиісінше астының температурасы ПКТ поз.1061"д" және поз.1057 кедергі термометрімен өлшенеді. К-2 колоннадағы қысым СМТ поз.127"а" қысым датчигімен өлшенеді.
К-2 колоннаның үстінен алынған пропанды фракция ПКТ поз.1061 (т.2.3) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С дейінгі температурамен Х-41-3 тоңазытқыштарда суытылады және конденсацияланады да рефлюксті Е-4 сыйымдылыққа түседі, осы жерден Н-61-3 сораптармен бір бөлігі К-2 колоннаны суландыруға жіберіледі, ал артылғаны тауарлық өнім ретінде сығылған газдар қоймасына қайта айдатылады.
Колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-2 рибойлерден алынған көк түсті (кубовый) өнім 7 кгссм2 (0,7 МПа) дейін дроссельденгеннен соң 118 0С дейінгі температурамен К-3 дебутандауышқа келіп түседі.
К-3 колоннаға салынған жүктің температурасы ПКТ поз.1057 кедергі термометрімен өлшенеді.
Қысым СМТ поз.128 қысым датчигімен өлшенеді.
К-3 колоннаның үстіндегі бутанды фракцияның булары МКТ поз.128а қысым датчигімен өлшенетін 4,5- 7,0 кгссм2 (0,45-0,7 МПа) қысыммен, ПКТ поз.1061"ж" кедергі термометрімен өлшенетін 45-58 0С температурамен Х-51-3 ауа тоңазытқыштарында ПКТ поз.1061 (т.1) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С температураға дейін суытылады және конденсацияланады да Е-5 рефлюксті сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-71,2 сораптармен жарым-жартылай К-3-те суландыруға беріледі, ал артылғаны сығылған газдар қоймасына тауарлы өнім ретінде немесе Т-5 жылу алмастырғыштары арқылы К-4 деизобутандауышқа i-бутанды және n-бутанды фракцияға ажырату үшін қайта айдатылады.
К-3 колоннаның көк түсті өнімі ПКТ поз.1058 кедергі термометрімен өлшенетін 95-118 0С температурамен колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-2 рибойлерден шығып Т-5 жылу алмастырғышта суытылады да сығылған газдар қоймасына жөнелтіледі. Температура ПКТ поз.1061 (т.7,8) кедергі термометрімен өлшенеді.
Қалыпты бутан мен изобутанды алудың қажеттілігі туындаған кезде бутандардың қоспасы Н-71,2 сораптармен Т-5 жылу алмастырғыш арқылы ПКТ поз.1061"б" кедергі термометрімен өлшенетін үстінің температурасы 50-60 0С, ПКТ поз.1059 кедергі термометрімен өлшенетін астының температурасы 60-69 0С және МКТ поз.4-1 қысым датчигімен өлшенетін 6-7 кгссм2 (0,6-0,7) қысыммен К-4 деизобутандауышқа түседі.
К-4 колоннаның үстінен алынған изобутанды фракция ПКТ поз.1060 (т.12) кедергі термометрімен өлшенетін 45 0С дейін Х-61-3 ауа тоңазытқыштарында суытылады, Е-6 сыйымдылыққа келіп түседі, осы жерден Н-81,2 сораптармен колоннаны суландыруға жіберіледі, ал артылғаны сығылған газдар қоймасына қайта айдатылады. К-4 колоннаның көк түсті өнімі, колоннаның астының температурасын ұстап тұруға арналған П-4 рибойлерден алынған қалыпты бутан Н-121,2 сораптармен сығылған газдар қоймасына тартылады.
Құрғақ газдың шығынын МАЭК-қа арттыру қажет болғанда газ тәрізді пропанды, бутанды фракцияны жеке бастың қажетіне отын ретінде берудің сұлбасы 1 блокта қарастырылған. К-2 колоннаның үстінен алынған газ тәрізді пропанды фракция 40-50 0С температурамен және 14-18 кгссм2 (1,4-1,8 МПа) қысыммен Х- 4 1-3 тоңазытқыштар мен Е-4 сыйымдылықты айналып өтіп, С-9 сепаратордан кейін регенерациялау газының желісінде 5 - 8 кгссм2 (0,5-0,8 МПа) қысыммен реттеуіш-қақпақ арқылы өтеді. Қысым реттеуіш-қақпақтан кейін орналасқан датчикпен өлшенеді.
К-3 колоннаның үстіндегі буранды фракцияның буы 7 кгссм2 (0,7 МПа) дейінгі қысыммен 45-58 0С температурамен Х-51-3 тоңазытқыш пен Е-5 сыйымдылықты айналып өтіп, С-9 сепаратордан кейін регенерациялау газының желісінде 6-7 кгссм2 (0,6-0,7 МПа) қысыммен реттеуіш-қақпақ арқылы өтеді.
Пропан-бутанды фракцияның ортақ сызығында газды тіркеуді жүргізу үшін шығын өлшеуіш құрастырылған. Одан әрі пропан-бутанды фракция регенерация газының желісінің бойымен жеке бастың қажеті үшін отындық газ ретінде пайдаланылады.
1.2 Компрессорлік станцияның мақсаты
Газ құбыр бойымен қозғалғанда газ өнеркәсібінен тұтынушыға дейінгі жолда құбырдың кедергісін және қысымын жоғалтады. Қысымды шамадан тыс жоғалту құбырды тиімсіз қолдану мен жіберу қабілетін төмендетеді. Газды үлкен қашықтықта тиімді өңдеу үшін компрессорлық станциялар құрылады. Олардың құбыр трассасының бойымен орналасуын есептеу жолымен анықтайды. Осыны қорыта келе, берілген құбырдың өнімділігі мен кәсіпшіліктен газды тұтынушылардың қашықтығын анықтау үшін құбырдың диаметрін алады, жұмысшы қысымды, құбыр қабырғасының қалыңдығын, компрессорлық станцияның санын және орналасқан жерін анықтайды.
Компрессорлік станциялардың арасындағы қысым құламасы компрессорлердегі қысу дәрежесін анықтайды. Учаскенің аяғындағы қысым компрессордің басындағы қысымға тең, ал учаскенің басындағы қысым компрессордің аяғындағы қысымға тең. Қысу дәрежесінің таңдауы компрессордегі газ қысуы энергиясының шығынын анықтайды.
Газ құбырының максималды жіберу қабілеттілігін қамтамасыз ету үшін оны орнату мен қанауына кететін минималды шығындарды есептегенде барлық факторлардың жиынтығы есепке алынады. Компрессорлік станция газ құбыры трассасының бойында орналасуына байланысты басты және аралық болып бөлінеді.
Газ кәсіпшілігінің жанында орналасқан станция басты (БКС), ал қалғандары газ құбырында аралық (КС) деп аталады. БКС газ құбырындағы газды шығару қайнарына немесе өндіріске беріледі. Мұндай кен орындарында газ мұнайдың серігі болып табылады және оның ішінде ерітілген күйінде болады. Мұнай скважинадан шыққанда газ олардан арнаулы сепараторларда бөлініп шығады. Бұл жағдайда газ қысымы үлкен болмайды. Мұнай кәсіпшілігінде бағыттас газды жинау үшін кәсіпшілік құрама КС орнатылады. Олар мұнай скважиналарының тоқуларына қосылады. Бұл станциялардан газды фракциондағанда құнды компоненттер бөліну (бутан, пропан және т.б.) үшін газ-бензин зауытына жөнелтіледі, содан соң газ газ құбырының қабылдағышына келіп түседі.
Газ өндіретін зауыттардың (тақта тас өңдейтін, кокс-газ және т.б.) жанында БКС орналасқан. Магистральды газ құбырының КС-ына келесі негізгі технологиялық процестер қарастырылады: газды шаңнан тазарту, компремирлеу - газды қысу және оны салқындату. Одан басқа БКС-да газды кептіру жүргізіледі, егер ол күкіртті сутектен тұратын болса, онда газды күкірттен тазарту жүргізіледі. Кептірудің мақсаты - газдан ылғалды тартып алу. Скважинадан 10-200С температурада шығатын газ суға қанық болады. Егер газдан ылғалды тартып алмаса, онда салқын газ құбырында салқындату кезінде су бөлінеді. Қыста газ құбыры тоңған жерлерде судың мұз болуы және мұзды тығын болуы мүмкін.
Күкірттісутек - газдағы зиянды қоспа. Ылғал болған жерде ол құбыр және жабдықтар коррозиясына әкеп соғады. Магистральды газ құбырында тасымалданатын газда күкіртсутектің болуы 100 м3-қа 2 г. газдан аспауы керек. Газды қойылған шарт бойынша күкірт тазалау БКС-ның қондырғысына әкеледі. Газды шаңнан тазалау КС жабдықтарының мезгілсіз тозуынан сақтайды және олар арнайы аппараттарда жасалынады. Аппараттарда газ өзінің бағытын күрт өзгертеді және өлшенген қатты өоспалар маймен жұтылып түсіп қалады. Көрсетілген негізгі технологиялық процестерден басқа КС-да көмекші процестер орындалады, ол үшін келесі жүйелер қарастырылады:
компрессорлер мен қозғалтқыштардың салқындауына арналған айналып жүрулер;
машинаға майды құю үшін;
өрт сөндіруші жылу және су жабдықтаушыларының желдетушілері.
1.3 Газ тасымалдау жүйесінде КС-ның орны
Компрессорлік станциялар (КС) ілеспе газды тұтыну мен қайта өңдеу пункттеріне тасымалдауды қамтамасыз етуге, және де кен орнын пайдаланудың газлифттік тәсілі кезінде газды дайындау үшін тағайындалған.
КС-ның орны мұнай мен газды жинау жүйесінде анықталады:
- орныққан өнеркәсіпте қабылданған газды жинаудың технологиялық сұлбасымен;
- негізгі газды тұтынушылардан өнеркәсіпті алып тастаумен.
Тағайындалуы бойынша компрессорлік станция бөлінеді:
- газды тұтынушылардан өнеркәсіпті барынша алып тастау кезінде мұнайды сепарациялауының I-деңгейінен газды қайта айдайтын компрессорлік станция. Осы станциялардың өнімділігі 300-ден 400 мың м3тәул шегінде тербеледі. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 12 кПа, ал айдау сызығында 60 - 140 кПа құрады, ылғалдылығы аз газ тасымалданады;
- сепарацияның соңғы деңгейлерінен газды жинақтауға арналған компрессорлік станциялар. Олардың өнімділігі сепарацияның соңғы тораптарына келіп түсетін газ мөлшеріне тәуелді, сепарация температурасы 150 - 250 мың м3тәул. шектерінде тербеледі. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 9,5 - 12 кПа, ал айдау сызығында 20 - 40 кПа құрайды.
Станцияның айдағышының сызығында қысымды арттыру газдық бензиннің конденсатының үлкен мөлшерінің құлауымен шектеледі;
- үлкен қашықтықтарға қайта айдауға арналған сығу компрессорлық станциялары. Олардың өнімділігі кең шектерде тербеле алады. Сору сызықтарындағы абсолюттік қысым 40 кПа, ал айдау сызығында 0,64; 1 Кпа құрайды. КС айдау сызықтарындағы жоғарғы қысым кристаллгидраттардың түзілуін болдырмау үшін газды кептірудің қажеттілігін анықтайды.
Өнеркәсіптік компрессорлік станциясы өзара әрекеттестікте жұмыс жасайтын және сенімділіктің жоғарғы дәрежесіне ие болуы керек жасақтардың әр түрлі жүйесінен тұрады. Газды тұтынушыларға толассыз беру жүйелердің дұрыс өзара әрекеттестігіне және сенімділігіне тәуелді болады.
Өнеркәсіптік компрессорлік станцияның негізгі жүйелері мен тораптары:
- сыртқы коллекторлер алаңындағы компрессорлік цех. Компрессорлік цех ғимаратында компрессорлік бөлімшеден басқа май шаруашылығының, желдеткіш камерасының бөлмесі, БӨА ж А операторлығы, ауа компрессорлігі, айналмалы су жабдығының су сорабы орналастырылған;
- қабылдау сепараторларының алаңдары;
- май бөлгіштер, газды суытқыштар, сепараторлар орналастырылған сыртқы аппаратура алаңы;
- майлар қоймасы;
- тұрмыстық және көмекші бөлмелер ғимараты;
- газ реттеуіш пункті;
- градирня немесе бүркуші су алабы.
1.4 Компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы
1.4.1 КС компрессорлері түрлері бойынша поршеньді, бұрандалы, орталықтан тепкіш, ротациялық және біріктірілген, қысу сатысының саны бойынша - бір және көп сатылы, жетегінің түрі бойынша - газмоторлық және электрлік болып бөлінеді.
Қондырылған жабдықтардың түрлерінен тәуелсіз компрессорлік станцияның технологиялық сұлбасы келесі элементтерден тұрады:
- қабылдау, реттеу және газ мөлшерін өлшеу торабы;
- компрессорлік станцияның (сепараторлар) қабылдауындағы газды тазарту тораптары;
- газды қысу (компрессорлі цехтің) тораптары;
- суыту және газды тазарту (жылу алмастыру аппаратурасының, сепараторлардың, май бөлгіштердің) тораптары;
- газды беру тораптары;
- май шаруашылығының;
- айналмалы су жабдығының (компрессорлер мен газды суытуға арналған) және энергия жабдығының.
Қабылдау, реттеу және газ мөлшерін өлшеу торабы табиғи газ бен газды конденсаттың жиынының нысандарынан келіп түсетін газдың орталықтанған жиыны, өлшенуі мен таратылуына арналып тағайындалған.
Қабылдау торабын бекіту ішкі және сыртқы алаңдағы тұтынушыларға бағытталатын әр түрлі газдар ағындарын ауыстыру кезінде максималды жеделділікті қамтамасыз етуді ескере отырып орындалады.
Қабылдау торабына келіп түсетін барлық газдардың өлшемін жүргізуге, және қажет болғанда газды факелге ағызып тастауға жағдай жасайды.
Газ қабылдау торабына келіп түсетін қысымынан өзгеше қысымы бар газды қолданатын тұтынушылар үшін газ қысымын реттегіштер қондырылады.
Газ мөлшерін өлшеу көрсеткіштерді диспетчерлік (реттеуші) пунктке шығарумен тиісті газ құбырларында орнатылған диафрагма көмегімен іске асады.
Ілеспелі газдың сұйықтық немесе тозаң түріндегі әр түрлі қоспалары болуы мүмкін. Газдағы сұйықтық газдық конденсаттан, мұнайдан, судан, солярлық және компрессорлық майдан, ал тозаң - топырақтан, темірдің күкірттік қосылыстарынан, болаттық құбырлар мен басқа заттардың ішкі беттерінің тотыққан өнімдерінен тұруы мүмкін.
Осы қоспалар газ құбырларының, тиектік және ретеуші аппаратуралардың уақытынан бұрын тозуына алып келеді, бақылау-өлшеу және реттеу аспаптарының жұмысын бұзады, құбырларды бүлдіреді және газ құбырларында кристаллгидарттардың түзілуіне себепші болады. Газды қоспалардан тазарту үшін келесі аппараттар қолданылады: көлненең және тік сепараторлер, цилиндірлік және шарлы майлы тозаңқаққыштар, висциндік және керамикалық сүшгілер.
Сепараторлардағы қосқаларды ажырату газдың қозғалыс бағыты мен жылдамдығын өзгерту кезінде қоспалар бөлшектерінің ауырлық күші мен инерция күшін пайдалану есебінен жүреді.
Мұнай өнеркәсіптік компрессорлық станцияларында көлденең және тік сепараторлар қолданылады.
Көлемдік сепараторларда қоспаларды ажырату газ ағынының бағытын кенеттен өзгерту есебінен оның қозғалыс жылдамдығын бір уақытта азайту кезінде қоспаларды тұндыру жолымен жүреді. Осы сепараторлар газдың 1 МПа аспайтын қысымы кезінде қолданылады.
Циклондық сепараторларда газдың тангенциалдық енгізу бойынша кірісі кезінде циклондық камерада пайда болатын центрден тепкіш инерция күшінің көмегімен газ қоспалардан тазартылады. Бұндай сепараторлар 0,5 МПа және жоғары қысымдарда қолданылады.
Газды жақсылап тазалау үшін өз алдына екі тізбектей қосылған бірсатылы сепараторлар болып келетін екісатылы сепараторлар қондырылады.
Компрессорлік цехтер келесі негізгі бөлмелерден тұрады: компрессорлік зал, май шаруашылығы, айналмалы сорғыштық, ауа компрессорлік, БӨА ж А операторлығы, кезекші қызметкердің бөлмесі, қалқандық, трансформаторлық ішкістанция,желдеткіш камера және тұрмыстық бөлмелер.
Компрессорлік залда газды қажетті қысымға дейін сығуға арналған компрессорлық агрегаттар орналасады.
Компрессорлік агрегаттардың орналасуы бірқатарлы болады. Залдағы технологиялық ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz