МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ОБЩЕСОЮЗНЫЕ НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

ОНТП 1-86

Миннефтепром, Мингазпром

Москва 1986

ОБЩЕСОЮЗНЫЕ НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

ОНТП 1-86 Миннефтепром,

ОНТП 51-1-86 Мингазпром

УТВЕРЖДЕНЫ

Приказом Миннефтепрома №186 от 26.03.86

и приказом Мингазпрома №132 от 09.06.86

по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР

письмо от 25.12.85 №45-1191

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзором СССР письмо от 10.10.84 №04-20/568

ГУПО МВД СССР письмо от 25.12.85 №45-1191

Министерством здравоохранения СССР письмо от 29.04.85 №112-12/546-4

Министерством рыбного хозяйства письмо от 02.04.85 №13-3-06/1109

Министерством мелиорации и водного хозяйства письмо от 19.10.84 №13-3-06/1109

ЦК профсоюза нефтяной и газовой промышленности протокол от 11.04.85 №39

Москва 1986

Министерство Нефтяной промышленности (Миннефтепром), Министерство газовой промышленности (Мингазпром)

Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов

ОНТП 1-86 Миннефтепром, Мингазпром Взамен ВНТП 1-75 Миннефтепром и ВНТП 51-1-78 Мингазпром

Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов  (в дальнейшем именуемые нормами) распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических становок по переработке природного и нефтяного газа и углеводородного конденсата, а также на разработку предпроектных материалов.

При проектировании расширения, реконструкции или технологического перевооружения объекта Нормы распространяются только на расширяемую, реконструируемую или технически перевооружаемую его часть.

Внесены Миннефтепромом и Мингазпромом

Утверждены приказом Миннефтепрома от 23.03.86 №186 и приказом Мингазпрома от 09.06.86 №132 по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ, письмо от 5.12.85 №45-1191

Срок введения в действие 15.04.1986 год.

Настоящие Нормы не имеют обратного действия и не могут применяться в контрольном порядке к сооруженным по ранее действующим нормам объектам в качестве оценки их.

Отступления от норм допускаются с разрешения инстанции, их утвердившей, и при представлении технических обоснований, подтверждающих необходимость отступления. Отступления от Норм должны быть согласованы с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Проектирование новых, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов и отдельных технологических установок по переработке газа и углеводородного конденсата и разработка предпроектных материалов должно осуществляться в соответствии со СНиП 1.02.01-85, "Указаниями о порядке разработки и утверждения технико-экономических обоснований строительства по крупным предприятиям и сооружениям (а при необходимости и по другим объектам)", утвержденными постановлением Госплана СССР и Госстроя СССР от 24 апреля 1985 г. №95/60, требованиями действующих общесоюзных нормативных документов по проектированию и строительству, утвержденных Госстроем СССР, государственных стандартов, правил устройства электроустановок, санитарных правил и противопожарных норм, правил по технике безопасности и охране труда, правил и норм по охране окружающей среды и настоящих Норм.

1.2. Проектирование объектов переработки газа и углеводородного конденсата должно вестись исходя из основных технических направлений в проектировании предприятий, зданий и сооружений газовой промышленности (переработка нефтяного и природного газа), на основе типизации и унификации проектных решений (технологических, объемно-планировочных, конструктивных и др.), максимального внедрения в разрабатываемые проекты научно-технических достижений в области технологии, оборудования, строительных конструкций, изделий и материалов, передового отечественного и зарубежного опыта, с тем, чтобы вновь построенные или реконструируемые ГПЗ ко времени ввода их в действие были технически передовыми, имели высокие технико-экономические показатели (ТЭП), обеспечивали выпуск продукции высокого качества, рациональное использование людских, материальных и топливно-энергетических ресурсов, охрану окружающей природной среды, нормальные санитарно-гигиенические и безопасные условия труда, а также сейсмостойкость, взрыво- и пожаробезопасность.

1.3. Проектирование объектов ГПЗ следует вести в направлении повышения уровня индустриализации их строительства и, в первую очередь, путем максимального применения блочно-комплектного, блочного и модульного оборудования.

1.4. Газоперерабатывающий завод в целом, а также отдельные его технологические установки и виды оборудования, здания и сооружения, входящие в его состав, должны удовлетворять современным требованиям технической эстетики и эргономики.

1.4.1. Требования технической эстетики следует реализовывать методами рациональной компоновки, художественного конструирования рабочего места, цветовым решением оборудования, цветографическим решением средств информации на рабочем месте.

1.4.2. Требования технической эстетики должны отражаться в техническом задании на разработку новых видов оборудования.

1.4.3. При выборе элементов технической эстетики на стадии проектирования ГПЗ, а также при выдаче технических заданий на разработку новых видов оборудования необходимо руководствоваться следующими нормативными документами и материалами: СН 181-70, ГОСТ 12.4.026-76, ГОСТ 12.4.027-75, ГОСТ 39-8-9-1-72, "Межотраслевыми требованиями и нормативными материалами по научной организации труда (НОТ), которые должны учитываться при проектировании новых и реконструкции действующих предприятий, разработке технологических процессов и оборудования", утвержденными Государственным Комитетом по труду и заработной плате (Госкомтруд), Государственным комитетом Совета Министров СССР по науке и технике (ГКНТ), Госстроем СССР, НЦСПС и согласованными Министерством здравоохранения СССР и Госгортехнадзором СССР, разработанными на их основе соответствующими отраслевыми Требованиями и нормативными материалами по НОТ и "Межотраслевыми требованиями по научной организации труда", производства и управления, утвержденными Госстроем СССР, ГКНТ СССР и Государственным комитетом СССР по социальным вопросам.

1.5. Здания и помещения: санитарно-бытовые, общественного питания, здравоохранения, культурного обслуживания, управления, конструкторских бюро, учебных заведений, общественных организаций и уборочного инвентаря, как отдельно стоящие, так и встраиваемые в промышленные и складские помещения газоперерабатывающих заводов, должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-92-76.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ГПЗ

2.1. Технологическая схема газоперерабатывающего предприятия и набор технологических установок должны определяться технологическим регламентом на проектирование исходя из состава перерабатываемого сырья, сырьевой и энергетической базы, транспортной схемы, качества и ассортимента готовой продукции, которая должна быть получена на предприятии в соответствии с утвержденным заданием на проектирование.

Набор технологических установок проектируемых ГПЗ должен обеспечить по возможности комплексную обработку нефтяного и природного газа, а также углеводородного конденсата с получением из них не только смеси сжиженных углеводородных газов и фракций индивидуальных углеводородов, но и этана, серы, галия и других сопутствующих компонентов.

Необходимость и целесообразность извлечения этана, галия, получения серы должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

Необходимость и целесообразность извлечения серы должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами с учетом предотвращения загрязнения окружающей среды.

2.2. технологические схемы ГПЗ должны обеспечивать:

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

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

возможность ввода завода в эксплуатацию очередями и отдельными пусковыми комплексами;

удешевление стоимости строительства за счет максимального использования совмещения блоков, установок в одном здании, укрупнения мощности технологических установок, применения в проектах прогрессивной технологии и высокопроизводительного оборудования, автоматизации и механизации трудоемких процессов, максимального использования типовых проектов установок и сооружений.

2.3. Проектирование технологических схем отдельных установок переработки нефтяного и природного газа, а также углеводородного конденсата должно вестись в направлении:

экономически целесообразной комплексной переработки исходного сырья;

обеспечения безотходной и малоотходной технологии;

снижения стоимости, металлоемкости, энергоемкости и трудоемкости строительства;

снижения производственных затрат и себестоимости товарной продукции;

повышения термодинамической эффективности и снижения энергозатрат процессов;

повышения степени автоматизации управления технологическими процессами;

повышения надежности агрегатов;

комбинирования процессов;

увеличения длительности межремонтного пробега как всей установки в целом, так и отдельных ее агрегатов;

повышения производительности труда;

обеспечения максимальной безопасности установок.

2.4. При разработке технологических схем ГПЗ и отдельных установок должны предусматриваться все необходимые узлы для пуска, остановки, опорожнения, пропарки, промывки, продувки, опрессовки и заполнения систем аппаратов, оборудования и трубопроводов, обеспечивающие выполнение этих операций в расчетное время.

3. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ МАШИН, ОБОРУДОВАНИЯ, ПРОИЗВОДСТВ, ПРЕДПРИЯТИЯ

3.1. для предприятий, перерабатывающих бессернистый нефтяной и природный газ или углеводородный конденсат, минимальное суммарное время в году, в течение которого технологические установки должны работать по схеме основного технологического процесса (фонд эффективности рабочего времени), необходимо принимать равным не менее 8400 часов (350 дней); для предприятий, перерабатывающих сероводородсодержащий нефтяной и природный газ или углеводородный конденсат не менее 8000 часов (334 дня); для предприятий с гелиево-этановым производством и предприятий по сжижению природного или нефтяного газа - не менее 8000 часов (334 дня).

Примечания:

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

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

3.2. Режим работы машин и основного оборудования технологических установок ГПЗ - непрерывный, круглосуточный.

4. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРАМЕТРАМ И КАЧЕСТВУ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

4.1. Сырьем газоперерабатывающих заводов являются:

попутный нефтяной газ после установок сепарации (разгазирования) нефти;

попутный нефтяной газ после установок сепарации и подготовки нефти, прошедший первичную подготовку (сушку и компримирование) на промысле;

природный газ, прошедший первичную обработку на промысловых установках, или без такой обработки;

нестабильный углеводородный конденсат с установок промысловой обработки газа;

продукты стабилизации нефти (широкая фракция легких углеводородов) и др.

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

Режим подачи сырья должен обеспечивать работу завода в соответствии с пунктом 3.1. настоящих норм.

4.3. При проектировании ГПЗ расчеты основных технологических процессов следует проводить на основании действительных данных о составе и качестве сырья на период не менее 10 лет с момента намечаемого пуска завода.

4.4. Номенклатура товарных продуктов ГПЗ должна устанавливаться заданием на проектирование исходя из состава исходного сырья и технико-экономической целесообразности получения товарных продуктов, определенной на основе утвержденных в установленном порядке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и отраслей промышленности.

4.5. качество товарных продуктов должно соответствовать действующим общесоюзным или отраслевым стандартам и техническим условиям, с учетом прогнозов по изменению показателей качества и параметров сырья.

4.6. Параметры товарных продуктов следует определять исходя из технических условий на их отгрузку и задания на проектирование.

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

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

5.2. При проектировании объектов газоперерабатывающего завода следует принимать и обеспечивать в сетях параметры топлива, оборотной воды, сжатого воздуха и азота (инертного газа), указанные в табл. 1

Таблица 1.

Наименование	Параметры на границе потребляющего объекта		Требования к качеству
		Давление избыточное		Температура
Топливный газ:
к газопотребляющим установкам (котельные, печи, РША, лаборатории и т.д.)	не ниже 0,6 МПа	не ниже минус 10°С	не регламентируются
к газомотокомпрессорам (ГМК) и газовым турбинам	Параметры и качество топливного газа обеспечиваются исходя из требований инструкции по эксплуатации заводов-изготовителей ГМК и турбин
Вода оборотная	Напор воды на вводах технологических установок должен приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не превышать 0,25-0,35 МПа	Температура оборотной воды, подаваемой на технологические установки, должна приниматься по данным технологической части проекта и, как правило, не должна превышать 25-30°С	1. Взвешенных вещество - не более 25 мг/л 2. Нефтепродуктов - не более 15 мг/л 3. Карбонатная жидкость не более 3,0 мрэвк/л 4. общее солесодержание не более 2000 мг/л 5. Хлориды не более 300 мг/л
			6. Сульфаты не более 500 мг/л
			7. РН 6,5?8,5
			8. БПК не более 15 мг/л О2
			9. БПКПОЛН не более 25 мг/л О2
Сжатый воздух для приборов контроля и автоматики (КиА)	не ниже 0,6 МПа	не выше 40°С	Давление и температура воздуха для приборов контроля и автоматизации и пневмоприводной аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 13.053-76, а технические характеристики (класс загрязнения) ГОСТ 17433-80
Сжатый воздух общего назначения	не ниже 0,6 МПа	не выше 40°С	не регламентируется
Азот низкого давления	0,6 - 0,8 МПа	не выше 40°С	По физико-химическим показателям газообразный и жидкий азот должен соответствовать ГОСТ 9293-71 (первому сорту), с содержанием кислорода в нем по объему (%) не более 0,5
высокого давления	Принимается исходя из требований технологической части проекта

Примечание: Параметры пара, теплофикационной и химочищенной воды, теплоносителей приведены в разделе 37, а параметры электроэнергии в разделе 38.

6. РАСЧЕТНЫЕ НОРМЫ ПОТЕРЬ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

6.1 Под потерями газообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах ГПЗ следует понимать величину, на которую сумма масс газообразных и жидких продуктов, получаемых из сырья, меньше массы поступающего сырья.

Не относятся к потерям и в материальном балансе должны учитываться самостоятельно:

а) растворенные или взвешенные примеси (вода, соли, ингибиторы, механические примеси, масло и пр.);

б) расход растворителей, реагентов, хладагентов, абсорбентов и т.п.;

в) некондиционная продукция, полуфабрикаты и отходы производства;

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

6.2. При расчетах в процессе проектирования товарных материальных балансов технологических установок следует закладывать потери сырья не более, указанных в табл. 2

Таблица 2.

Наименование установок	Потери, % мас. от перерабатываемого сырья, не выше
Отдельно стоящие компрессорные станции	0,3
Отдельно стоящие установки по очистке газа от сероводорода с помощью этаноламинов	0,4
Отдельно стоящие установки осушки или в контакторах с помощью гликолей	0,5
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА), включая компримирование и осушку газа	0,5
Установки переработки газа по схеме низкотемпературной конденсации (НТК), включая компримирование и осушку газа	0,5
Отдельно стоящие газофракционирующие установки (ГФУ), с получением индивидуальных фракций сжиженных углеводородов (этановой, пропановой, бутановой, пентановой, гексановой и др.)	0,5
Установки переработки углеводородного конденсата	1,0
Установки получения серы по способу Клауса (без узла очистки хвостовых газов)	0,5 - 1,0
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия	1,0
Установки глубокой переработки газа с извлечением гелия, этана, широкой фракции легких углеводородов, с очисткой и осушкой их на адсорбентах	2,0

Примечания: 1. Потери для установок, не вошедших в таблицу 2, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретных установок

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

6.3. При проектировании сырьевых, промежуточных и товарных парков, сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) потери следует принимать:

для парков - не более 0,3% мас. от хранимого продукта;

для сливо-наливных эстакад и газонаполнительных станций - не более 0,1% мас. от отгружаемой продукции.

Потери других нефтепродуктов в резервуарах при их хранении, внутризаводских перекачках, а также при сливе и наливе в железнодорожные и автомобильные цистерны следует определять по действующим "Нормам естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске, хранении и транспортировании", введенным Госпланом СССР.

7. НОРМЫ РАСХОДА ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

Для ГПЗ, перерабатывающих нефтяной газ

7.1. Настоящие расходные показатели для газоперерабатывающего завода со следующей характеристикой:

производительность технологической линии по переработке сырого нефтяного газа - 1,0 млрд. м3/год;

принятая технологий отбензинивания газа - схема низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером;

способ осушки газа и жидких углеводородов (компрессата и конденсата) - на твердых адсорбентах (цеолитах);

перерабатываемое сырье - нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 1,5 г/нм3 газа и целевых компонентов С3+выше от 350 до 500 г/м3;

получаемая товарная продукция: сухой отбензиненный газ и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

давление сырого нефтяного газа на входе ГПЗ - 0,2+0,25 МПа, давление сухого отбензиненного газа на выходе с ГПЗ - 5,5 МПа;

основное применяемое оборудование: центробежные компрессоры К-890 в качестве сырьевых компрессоров, компрессоры 4ГП2-109/18-76

в качестве дожимных компрессоров сухого отбензиненного газа, пропановая холодильная установка на изотерме испарения пропана минус 30?С или минус 38?С, аппараты воздушного охлаждения (АВО) для охлаждения основных технологических потоков продуктов.

7.2. При проектировании ГПЗ с указанной в п.7.1 характеристикой расходные показатели по адсорбентам, хладагентам, вспомогательным материалам и энергоресурсам следует принимать в соответствие с приведенными в табл. 3 и 4.

Таблица 3

Наименование	Расход
		На 100 м3 перерабатываемого газа	На 106 ккал/ч получаемого холода
Цеолиты, г, не более	120
Пропан-хладагент, кг, не более	-
при изотерме:
минус 40 и ниже	-	4,0
минус 30 и выше	-	3,0
Уголь активный, марки АГ-3, г, не более	2,0	-

Таблица 4

Наименование энергоресурсов	Расход на 1000 м3 перерабатываемого газа
Электроэнергия, квт/час, не более	320
Топливный газ, кг у.т., не более	2,6
Теплоэнергия, ГДж, не более	0,22
Вода свежая на производственные нужды, м3, не более	0,04

7.3. При проектировании установок осушки газа гликолями, установок осушки воздуха силикагелями и установок сероочистки нефтяного газа моноэтаноламином (МЭА) при расчете норм расхода следует руководствоваться методиками, разработанными Всесоюзным научно-исследовательским институтом организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ).

7.4. При переработке сероводородсодержащего нефтяного газа и наличии в составе ГПЗ установок сероочистки газа диэтаноламином … печах Клаусса расходные показатели по диэтаноламину, катализатору для печей клауса, аммиаку (для дегазации получаемой серы) могут определяться интерполяцией в соответствии с табл. 5.

Для ГПЗ, перерабатывающих природный газ

7.5. Настоящие нормы расхода установлены для газоперерабатывающих заводов с технологической схемой очистки природного газа от сероводорода диэтаноламином и осушки захолаживанием с впрыском ингибитора гидратообразования, совмещающий процесс осушки с отбензиниванием тяжелых углеводородов. В качестве ингибитора гидратообразования используется моноэтиленгликоль. Давление исходного газа не менее 5,8 МПа. Нормы даны для 2-х случаев: при содержании сероводорода в исходном газе 2% и 25% об. При другом содержании сероводорода в исходном газе нормы расхода могут определяться интерполяцией.

7.6. В табл. 5 приведены нормы расхода на основные химреагенты и материалы.

Таблица 5.

Наименование	На 1000 м3 товарного газа		На 1 тонну
						товарной серы		нестабильного конденсата
		при содержании H2S в % объемных
		2	25	2	25	2	25
Диэтаноламин (100%), г, не более	91	146	-	-	57	57
Антивспениватель диэтаноламина (100%), г, не более	5,5	8	-	-	2,7	2,7
Моноэтиленгликоль, (100%), г, не более	50	50	-	-	-	-
Диэтиленгликоль, (100%), г, не более	60	60	-	-	-	-
Пропан-хладагент, г, не более	210	210	-	-	-	-
Аммиак, (100%), г, не более	-	-	119	119	-	-
Катализатор для печей Клауса, г, не более	-	-	600	560	-	-
Активированный уголь, г, не более	10	11,3	-	-	3,9	3,9
Фильтрующий материал, г, не более	1,1	7,2	-	-	2,5	2,5

Примечание: Расходы катализатора для печей Клауса приведены для случая, когда содержание сероводорода в перерабатываемом кислом газе не менее 50% объемных.

7.7. Дополнительно к расходу химреагентов и материалов по п. 7.6 следует учитывать их расход по установкам доочистки хвостовых газов печей Клауса в зависимости от принятого проектом метода доочистки.

7.8. Расходные нормы энергоресурсов приводятся для газоперерабатывающего завода мощностью по перерабатываемому природному газу 15 млрд. м3/год, при давлении сырого газа 5,8 МПа и содержании сероводорода в нем 2% объемных, углекислого газа 0,5% объемных и нестабильного углеводородного конденсата 90 г/м3, вырабатывающего товарный газ, элементарную серу, стабильный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов. Расход энергоресурсов на переработку стабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов в товарную продукцию настоящими нормами не учитывается.

7.9. В табл. 6 приведены нормы расхода энергоресурсов для газоперерабатывающего завода с характеристикой, указанной в п.7.8.

Наименование	На 1000 м3 товарного газа	На 1 тонну
				товарной серы	нестабильность конденсата
Электроэнергия, квт/ч	35	103	18
Теплоэнергия, ГДж	49,0	153,0	60,0
Топливной газ, кг у.т.	1,15	230	-

Примечания:

1. На товарный газ отнесены расходы установок сепарации газа, очистки газа от сероводорода, двуокиси углерода и сернистых соединений, отбензинивания и осушки газа.

На товарную серу отнесены расходы установок получения серы, ее дегазации и хранения.

На переработку отсепарированного углеводородного конденсата отнесены расходы установок разделения сырья на стабильный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов и очистки газа стабилизации. Принималось, что газы стабилизации конденсата используются на месте и поэтому расходы для их компримирования не учитывались.

2. При определении расходов принималось, что все приводы машин являются электрическими. В случае применения паровых турбин, работающих на паре среднего давления котлов-утилизаторов, должны вноситься соответствующие коррективы в нормы.

3. При определении норм учитывалось, что потенциальная энергия циркулирующих растворов в абсорберах высокого давления используется в гидравлических турбинах к насосам.

7.10. При разработке предпроектных материалов, обосновывающих целесообразность проектирования ГПЗ, нормы расходов энергоресурсов по табл. 6 могут приниматься для газоперерабатывающих заводов с иной мощностью и иными показателями по исходному сырью. Норму расхода электроэнергии не товарный газ и товарную серу рекомендуется корректировать при помощи следующих коэффициентов изменения:

	Коэффициент изменения нормы расхода электроэнергии при мощности завода по перерабатываемому газу в млрд. нм3/год
		6	15	30	45
на товарный газ К1=	1,1	1	0,9	0,8
на товарную серу К2=	1,05	1	0,975	0,95
	Коэффициент изменения нормы расхода электроэнергии при содержании сероводорода в исходном газе в объемных процентах
		2	5	15	25
на товарный газ К3=	1	1,05	1,128	1,3
на товарную серу К4=	1	0,98	0,89	0,8

Норма расхода определяется произведениями:

Ног=НгК1К3

Нос=НсК2К4

где Ног и Нос - определяемая норма расхода электроэнергии на товарный газ и товарную серу соответственно:

Нг и Нс - норма расхода по табл. 6.

7.11. При определении потребности пара со стороны или от собственной котельной необходимо учитывать выработку пара котлами-утилизаторами печей Клауса для завода с характеристикой, приведенной в пункте 7.8. в количестве:

среднего давления (Р=2,2 МПа) - 0,73 т/т серы;

низкого давления (0,5 МПа)- 1,23 т/т серы.

При использовании оборудования, производящего водяной пар с другими параметрами, количество вырабатываемого пара должно быть соответственно скорректировано.

7.12. Потребность завода, с характеристикой, приведенной в пункте 7.8., в воде определяется следующими нормами:

м3/1000м3 перерабатываемого газа

Вода оборотная 4,00

Вода свежая 0,41

в т.ч.

техническая 0,40

питьевая 0,01

Нормы учитывают расход воды только на объекты основного производственного назначения, непосредственно связанные с переработкой газа, конденсата и производственной серы.

Для заводов другой производительности, перерабатывающих исходное сырье другого состава, с технологическими схемами переработки газа и конденсата, отличными от указанных в пункте 7.8. нормы расхода воды должны быть соответственно скорректированы. В первом приближении корректировка может производиться прямо пропорционально производительности завода по исходному газу и содержанию в нем кислых компонентов (сероводорода и углекислоты).

8. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

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

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

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

8.2. Общий объем емкостей для хранения каждого из видов готовой продукции в товарном парке должен быть рассчитан на работу ГПЗ в течении не менее:

а) 3-х - суток - при отгрузке железнодорожным транспортом;

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

8.3. Общий объем емкостей для хранения сырья или готовой продукции в промежуточных парках не должен превышать 16 часового запаса для каждого из видов продуктов.

8.4. При необходимости применения емкостей под давлением в качестве оперативного запаса при изотермическом хранении газа их общий объем следует определять с учетом неравномерности сливо-заливных операций и мощности транспортных средств и в размере не более односуточного хранения.

8.5. Общий объем емкостей для хранения стабильного конденсата с упругостью паров не более 93,6 кПа (700 мм. рт. ст.) при температуре 20?С, перерабатываемого в виде сырья и отгружаемого в виде готовой продукции на заводах по переработке природного газа, с учетом комплекса подземных хранилищ должен обеспечивать работу завода не менее, чем на 7 суток при трубопроводном транспорте и 15 суток при железнодорожном транспорте.

8.6. В тех случаях, когда поступление сырья и сбыт готовой продукции проектируется по трубопроводам и предусматривается мероприятия по увеличению надежности транспортно-распределительной системы (наличие нескольких источников производства и поступления сырья, сдвоенная система трубопроводов или сдвоенные участки на сложных местах трассы, наличие достаточного резервуарного парка у поставщиков или потребителей), общий объем емкостей для хранения запасов сырья и готовой продукции при соответствующем технико-экономическом обосновании может быть уменьшен или парки совсем не предусматриваться.

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

8.8. Расчет объемов парков в процессе проектирования следует производить исходя из полезного объема резервуаров (емкостей) с учетом не использующейся зоны и мертвого остатка.

9. НОРМЫ ЗАПАСОВ И СКЛАДИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ

9.1. Реагентное хозяйство газоперерабатывающего завода должно обеспечивать возможность хранения запасов реагентов в соответствии с табл. 7.

Таблица 7.

Название реагента	Запас, выраженный в сутках
Этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль	30
Моноэтаноламин, диэтаноламин	30
Метанол	30
Аммиак, хлор	В соответствии с "Санитарными правилами проектирования оборудования и содержания складов для хранения сильно действующих ядов (СДЯВ)"
Кислоты	30
Соли: каустическая и кальцинированная	25
Ингибитор коррозии	20
Гипохлорид Са	30
Активированный уголь	30
Прочие реагенты (присадки, тринатрийфосфат и др.)	30

Примечание. При поставке химреагентов по импорту допускается увеличивать запасы:

основных химреагентов (гликолей, аминов и т.д.) в 3 раза;

ингибиторов коррозии в 6 раз против указанного в табл. 7

9.2. Запасы катализаторов, адсорбентов, адсорбантов, хладагентов и т.п., веществ, потребляемых установками газоперерабатывающего завода, устанавливаются исходя из 30 суточного текущего расхода их плюс одна загрузка для полной замены их в системе (так называемый аварийный запас).

Примечание. Если на заводе имеется несколько однотипных установок, то аварийный запас катализаторов, адсорбентов, адсорбантов, хладагентов и т.п. предусматривается для полной замены его только на одной, наиболее крупной установке.

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

при поступлении в железнодорожных цистернах - до 20 суток, но не менее объема одной железнодорожной цистерны;

при отгрузке в таре - до 30 суток;

при доставке только водным путем - годовой.

9.4. Неснижаемые запасы масла каждой марки, которые должны храниться на складе компрессорного отделения, устанавливаются: для компрессорных машин в объеме 50% масляной системы установленного парка машин плюс запас на доливки (пополнение системы) в объеме 45-дневной потребности.

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

Для главных понизительных подстанций запас трансформаторного масла следует предусматривать в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций 35-750 кВ.

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

9.7. Запасы веществ, являющихся сырьем для производства катализаторов, цеолитов и контактных материалов, на газоперерабатывающем предприятии не должны превышать 30 суток.

9.8. При доставке реагентов и масел железнодорожным транспортом объем одной емкости для хранения каждого вида реагентов и масел должен быть не менее объема железнодорожной цистерны, а количество емкостей не менее двух.

10. АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

10.1. При проектировании сосудов и аппаратов следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденных Госгортехнадзором СССР, ГОСТ 14249-80 и ГОСТ 24306-80.

10.2. Выбор сосудов и аппаратов следует производить согласно требованиям "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см2 и защите их от превышения давления", согласованной Госгортехнадзором СССР, и с учетом климатических условий.

При выборе оборудования и аппаратуры необходимо максимально использовать серийно выпускаемое типовое оборудование с унифицированными узлами, по возможности ограничивая типоразмеры с целью повышения эффективности агрегатно-узлового метода ремонта.

10.3. При проектировании нестандартизированного оборудования и аппаратуры необходимо:

максимально использовать стандартизированные и нормализованные узлы и детали;

увязывать их конструкцию с унифицированными строительными параметрами и габаритами;

предусматривать возможность их монтажа с предварительно выполненной укрупнительной сборкой, обвязкой трубопроводами, и нанесенной теплоизоляцией;

предусматривать постановку аппаратуры с максимальной степенью комплектности (КИП, арматура), с такелажными захватами, приспособлениями и устройствами для крепления изоляции, футеровки, металлоконструкций, обслуживающих площадок и лестниц, подъемных приспособлений.

10.4. При выборе материалов аппаратуры, оборудования, арматуры и трубопроводов следует учитывать присутствие сероводорода в рабочих средах технологических потоков и предусматривать мероприятия против общей коррозии и сульфидного растрескивания.

Примечание. Мероприятия против сульфидного растрескивания необходимо предусматривать в случае наличия свободной воды при парциальном давлении сероводорода в газовой фазе более 0,0001 МПа (0,001 кг/см2).

10.5. Для сероводородосодержащих сред с парциальным давлением сероводорода менее 0,0003 МПа (0,003 кг/см2) разрешается применять стандартизованные аппараты и оборудование на углеродистых и низколегированных сталей при условии, что предусматриваются мероприятия против общей коррозии (ингибирование, покрытия и др.)

10.6. Для сероводородосодержащих сред с парциальным давлением сероводорода более 0,0003 МПа (0,003 кг/см2) аппараты, оборудование, арматура и трубопроводы должны изготавливаться из сталей, стойких против сульфидного растрескивания (низколегированные: 20 ЮЧ, 09ХГ2НА6Г и др., высоколегированные хромоникельмолибденовые стали и сплавы: Х17Н13М3Т, 03Х22Н6М, ЭЛ-543 и др.), и предусматриваться мероприятия против общей коррозии и наводораживания (ингибирование, покрытия и др.).

10.7. Подбор аппаратов и оборудования из углеродистых и низколегированных сталей для сред с парциальным давлением сероводорода более 0003 МПа (0,003 кг/см2) следует производить из условия:

2,2 Рораб<Рраб

где: Рораб - рабочее давление при сероводородсодержащей среде;

Рраб разрешенное рабочее давление стандартизированного аппарата.

Стандартизированные аппараты и оборудование из легированной стали могут применяться на расчетные предельные параметры по температуре стенки и давлению среды.

10.8. Применение для сероводородсодержащих сред стандартизированных аппаратов и оборудования должно быть согласовано с организацией-разработчиком аппарата или оборудования.

Конструирование нестандартизированных аппаратов и оборудования для сероводородсодержащих сред должно производиться только специализированными организациями (КБ, НИИ и др.).

10.9. При размещении на наружных установках аппаратуры и оборудования следует предусматривать:

необходимые средства дистанционного управления агрегатами;

системы для быстрой эвакуации воды и застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении их работы;

устройства для защиты движущихся частей машин и аппаратов от атмосферных осадков, если это предусмотрено правилами их эксплуатации;

защиту оборудования от коррозии, вызываемой атмосферными осадками;

необходимые укрытия, требующиеся по условиям работы для обслуживания аппаратуры и оборудования, а также приборов контроля и автоматического регулирования;

площадки, лестницы и грузоподъемные устройства, необходимые для проведения работ по замене изношенных пучков теплообменников, снятию и установке предохранительных клапанов для ремонта и тарировки, проведению внутренних осмотров сосудов, демонтажу внутренних устройств и др.

10.10. Конструкция технологического оборудования (дренажные емкоси, аппараты и т.п.), устанавливаемого в засыпных приямках, должна исключать расположение разъемных соединений (фланцы, арматура и т.п.) в местах, скрытых от наблюдения.

10.11. При обвязке теплообменных аппаратов охлаждаемый продукт следует подавать в верхний штуцер, нагреваемый в нижний штуцер. Вода и водяной пар, как правило, должны подаваться в трубный пучок.

10.12. В обвязках трубопроводов, в которых возможно выделение и накопление влаги, кристаллогидратов и др. низкозастывающих продуктов, следует избегать тупиковых участков. При невозможности их исключения необходимо предусматривать обогрев тупиковых участков.

В случае появления тупиковых участков при отключении крайних их параллельно соединенных аппаратов проектом должны предусматриваться мероприятия по предотвращению их замораживания при работе в зимних условиях.

10.13. обогревающие спутники трубопроводов, аппаратов, арматуры и приборов для заводов, располагаемых в районе Сибири и Севера, следует предусматривать на незамерзающем теплоносителе (антифризе), с устройством теплоизоляции.

10.14. Обвязка аппаратов запорной арматурой и трубопроводами должна предусматривать возможность подачи в аппараты и выпуска из них азота, пара и воды при подготовке аппаратов к ремонту.

При необходимости в проектах следует предусматривать штуцеры с запорной арматурой для присоединения съемных участков линий азота, пара и воды.

10.15. Для продувки, просушки или пропарки технологического оборудования в зависимости от применяющихся в производстве веществ необходимо предусматривать стационарную разводку трубопроводов азота, пара и воды.

Следует предусматривать установку манометров в запорной арматуре, (а на паропроводах дополнительно и дренажей), на каждом ответвлении трубопроводов азота, пара, воздуха и воды для этих целей.

Внимание! Это не полная версия документа. Полная версия доступна для скачивания.