首站装置操作规程Word格式文档下载.docx
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三、设备的维护和保养80
第五章专用设备操作规程81
第一节离心式压缩机组的开停操作81
一、压缩机组开机81
二、压缩机正常停机88
第二节清管器的操作方法90
一、清管的目的90
二、工作原理90
三、准备工作90
四、发球操作要点93
五、清管器运行过程工艺计算94
六、清管器运行故障和处理95
七、收球操作要点96
八、清管通球时的安全注意事项96
九清管资料的整理与汇总97
第六章基础操作规程97
第一节机泵的开、停与切换操作97
第二节冷换设备的投用与切除106
第七章电气操作规程112
第一节关于电气方面的安全要求112
第二节电气设备的基本操作112
第八章事故处理预案113
第一节事故处理原则113
第二节事故处理预案113
一、装置停电处理预案113
二、装置停冷却水处理预案115
三、装置停仪表空气处理预案117
四装置停高压蒸汽119
第九章仪表控制系统操作法120
第一节首站机组仪表控制说明120
第二节DCS系统概述126
第十章安全、环境与职业健康127
第一节安全、环境与职业健康知识127
第二节安全与环保规定128
第三节装置安全事故应急预案129
第四节本装置（类似企业）历史上发生的主要129
事故、处理方法及经验教训129
第五节本装置主要有害物、介质（易燃、易爆、有毒）的安全性质等有关参数及说明130
第六节本装置主要污染物及排放部位131
第一章工艺技术规程
第一节首站装置简介
甲烷化分厂首站位于制气厂化工区南部区域，北部与空分厂交汇，占地总面积23484平方米，下辖两个主要系统单元：
压缩单元和TEG脱水单元，目前为止，站场总人数N人。
生产环节而言，甲烷化分厂首站处于制气厂最终环节和管道输送的最初环节，是确保天然气正常输送的根本保障。
输气设计
Ø
2011年输送400×
104Nm3/d，
2012年输送800×
104Nm3/d,
2013年输送1200×
104Nm3/d，
最大输送能力按照1800×
104Nm3/d计算；
赤峰首站进气压力为2.0MP，进气温度为40℃，
增压后出站压力为4.6～7.4MPag，
出站温度为≤50℃；
预计于2012年底第一期建成投产，所生产的SNG产品升压后经管道输往北京市，确保北京供气安全，促进北京地区产业结构调整和优化升级，调整北京地区的能源结构，改善大气环境。
一、岗位任务
将煤制气厂来的煤制天然气（2.0MPa、40℃）经过滤，进入压缩机组增压，最高增压至7.5MPa后进行空冷器，空冷分水后进TEG脱水装置，脱水达到出站的水露点要求后进入超声波计量装置计量，外输至下游5#阀室，后出首站装置去下游气站。
管辖范围：
●接收制气厂的来气；
●来气过滤分离；
●压缩机增压及蒸汽后冷却；
●工艺气空冷；
●空冷后分水；
●TEG脱水；
●站场自动控制；
●流量计量；
●清管球发送；
●站场紧急截断和放空；
●站场辅助配套系统。
二、工艺原理
1、机组工作原理
中压蒸汽在汽轮机内主要进行两次能量转换，使汽轮机对外做功。
第一次能量转换是热能转换为动能，高压蒸汽经过嘴（静叶栅）后压力降低，产生高速气流而实现。
第二次能量转换是动能转换为机械能，高速蒸汽的冲击力施加给动叶片，使转子高速旋转输出机械能而实现。
在蒸汽透平的驱动下，离心式压缩机的轴高速旋转，叶片间的介质气体也随叶轮旋转而获得离心力。
高速气体被甩出叶轮外进入扩压器中，使气体的流动速度能转换为压力能。
经过扩压器的介质气体经弯道回流器进入下一级继续压缩，在提高压力的同时，介质气体的温度也要升高。
设置段间冷却器来降低压缩机气体的温度，尽量减少压缩功。
2、离心式压缩机的原理
离心式压缩机有单级、双级和多级等多种结构型式。
单级压缩机主要由吸气室、叶轮、扩压器、蜗壳等组成.对于多级压缩机，还设有弯道和回流器等部件。
多级离心式制冷压缩机的中间级.级数较多的离心式制冷压缩机中可分为几段，每段包括一到几级。
离心式制冷压缩机的工作原理如下：
通过叶轮对气体做功，使其动能和压力能增加，气体的压力和流速得到提高。
然后大部分气体动能转变为压力能，压力进一步提高。
对于多级离心式制冷压缩机，则利用弯道和回流器再将气体引入下一级叶轮进行压缩。
在离心压缩机中，叶轮和其他固定部件如扩压器、弯道、回流器等构成离心压缩机的级，级是离心压缩机的基本单元。
在完成最后一级的压缩后，气体由蜗壳收集并排入排气管道。
3、TEG（三甘醇）脱水工艺原理
从结构上看，甘醇有两个羟基，存在氢键作用。
当天然气与甘醇充分接触时，甘醇靠氢键作用会与天然气中的水汽分子结合成缔合物而脱除水份，吸水后的溶剂经加热可实现再生。
溶液吸收法原理如下：
吸收是气相中的溶质（水汽）传递到液相中的过程，是相际间的传质。
溶质首先从气相主体传递到两相界面．通过界面再溶到液相中。
溶于液体中的气体作为溶质，必然产生一定的分压，该分压的大小可显示溶质回到气相的能力。
当溶质的分压与气相中的该组分分压相等时，气液达到平衡，溶解过程终止．也就是吸收过程终止。
气体吸收的原动力是溶质在气相主体中的分压与它在溶液中所产生的分压之差，平衡时，差值为零。
三、工艺流程叙述
3.1、压缩脱水部分
自甲烷化合成岗来的天然气，压力为2.0MP，温度为40℃经汇管（M101）组织和分配气流，在分别进入到过滤分离器（FT101A/B/C）进行过滤杂质、分离出残留液相（水份）送至排污池，气相经流量计计量后，进入首站压缩机（Z101A/B/C）压缩，压缩后气体经增压至7.5MPa、170℃，后进工艺空冷器（AC101A/B/C/D）冷却至40℃，至旋风分离器（CC101A/B/C/D）和聚结分离器（AM101A/B/C）分离，分离液相送排污池，气相汇合后分两路（由于离心式压缩机，存在喘振工况，所以压缩机设有防喘回路）：
一路返回压缩机入口，经防喘振阀PV调节防喘流量，防止入口发生喘振现象；
另一路，送至TEG脱水装置。
自压缩、分离后来的入口气经过三甘醇接触塔C-241进入装置，采用浓度为99.8%的三甘醇用来脱除气体中的水分，使产品气获得冬季低于-15℃、夏季低于-10℃的水露点。
在出三醇装置前，采用天然气/三甘醇换热器E-243对干气进行冷却，后合格气经脱水达到出站的水露点要求后，进入超声波计量装置计量，外输至下游5#阀室。
后送至下游阀站（室）
3.2、脱水再生部分
站内设干线清管器发送装置1套，便于干线清管；
站场设置紧急截断和放空；
进站设置煤制气天然气组分、水露点在线监测，首站依托煤制气厂放空火炬进行放空。
吸收水分后的富三甘醇通过液位控制进入三甘醇冷凝器E-257，在进入三甘醇闪蒸罐之前，对再生器放空气中携带的三甘醇进行冷凝。
在闪蒸罐中进行闪蒸后，富三甘醇流经固体颗粒过滤器V-262和活性炭过滤器V-266。
经过过滤后的富液流经贫/富三甘醇换热器，在这里富三甘醇被从再生器出来的贫三甘醇加热到160℃。
然后富三甘醇进入三甘醇精馏柱C-258并与热蒸汽接触。
蒸汽对三甘醇进行干燥，并从精馏柱顶部离开然后进入三甘醇冷凝器E-257。
冷凝后放空至撬外管网（蒸汽几乎不携带三甘醇）。
三甘醇经过精馏柱C-258向下流入三甘醇再沸器E-256，再沸器E-256采用高压蒸汽在205℃蒸发掉富三甘醇中的水分。
然后三醇通过重力作用向下流经三甘醇汽提柱，并与干的氮气汽提气接触获得质量浓度99.8%的甘醇。
贫三甘醇收集在缓冲罐V-254中，并将再次投入到三甘醇接触塔C-241的循环中。
缓冲罐中V-254中的贫三甘醇通过贫/富三甘醇换热器E-245进行换热后，进入三甘醇循环泵P-268A/B.三甘醇循环泵将三甘醇加压到入口气压力。
三甘醇会流经天然气/三甘醇换热器E243，通过与天然气换热，使三甘醇在进入接触塔C-241、处理湿气之前，被冷却到50℃左右。
四、工艺原则流程图
第二节首站系统工艺指标
一、原料天然气指标
项目
入站原料
CH4
＞94.0%vol
CO
＜0.01%vol
CO2
＜1.0%vol
H2
＜4.0%vol
低位热值
≥8150kcal/Nm3
华白指数
45.67–54.78MJ/Sm3
燃烧势
36.3–69.3
二、脱水前半成品、成品指标
组份
脱水原料组成m%
成品干气m%
＜0.01
26ppm
＜1.0
0.49
N2+Ar
0.85
＜4.0
1.57
C1
＞94.0
97.08
H2O
饱和的40℃，2.25MPag
合计
100
三、公用工程指标
电
高压用电设备：
6000V，50Hz，三相三线，中性点不接地系统；
低压用电设备：
380/220V，50Hz，三相四线，中性点接地系统（TN-C-S）；
照明灯具：
220V，50Hz，三相四线，中性点接地系统（TN-C-S）；
检修设备：
380/220V，50Hz，三相四线，中性点接地系统（TN-C-S）。
仪表空气
温度，常温
露点，－20℃（大气）
压力，0.7MPa（G）（进装置压力）
油，<
10mg/m3
尘，≦1mg/m3，粒度≦3微米
循环水
给水温度：
28℃
回水温度：
38℃
给水压力：
0.4MPa（G）（进装置压力）
回水压力：
0.3MPa（G）（出装置压力）
污垢热阻值：
3.44×
10-4m2.K/W
低压氮气
N2
≥99.99
mol%
O2
≤10
vppm
压力
>
0.5
MPa（A）
温度
40
°
C
质量
无油无尘
中压氮气
Ar
≤50
3.4
蒸汽
高压蒸汽
压力
8.7
525
中压蒸汽
5.2
saturated
4.1
300
400
工厂空气
≥0.7
环境
无油无尘,干燥
四、主要操作条件
主要条件
压缩机出口压力
1压缩机入口原料气进料量
2防喘振回流量
3压缩机转速
干燥天然气露点
1吸收剂三甘醇循环量及温度
2天然气进料及含水量
3再生吸收剂质量
五、原材料消耗、公用工程指标消耗、及能耗指标
序号
名称
规格指标
使用情况
单位
消耗量
正常
最大
公用工程
1
0.4Mpa（G）28℃
连续
t/h
2
380V/220V
kW
3
中压蒸汽
4.0Mpa（A）450℃
4
低压蒸汽
0.60Mp（A）158℃
5
9.3Mpa（A）535℃
40.7
60.4
6
氮气
0.6Mpa（A）40℃
7
4.0Mpa（A）250℃
生产消耗
8
TEG
99.78%
间断
L/d
26.7
9
润滑油
VG46
六、本岗位工艺指标分类
仪表位号
名称
操作值
高报警
低报警
联锁
高
低
AI101
首站入口气检测
AI102
脱水后气体检测
AI103
脱后水含量检测
PI101A/B/C
首站入口气压力
2.0
Mpag
PI11131A/B/C
首站压缩机入口压力
PI11203A/B/C-1
压缩机出口压力（防喘联锁）
7.5
PI11203A/B/C-2
PI11203A/B/C-3
PI102A/B/C
10
PI103A/B/C
压缩空冷后压力
11
PI104A/B
TEG脱水前压力
12
出站前计量压力
13
TI101A/B/C
入首站天然气温度
℃
14
TI11131A/B/C
15
TI102A/B/C
压缩机出口温度
16
TI103A/B/C
压缩空冷后温度
17
TI104A/B
TEG脱水前温度
18
TI102A/B/C/D
出站前计量温度
40±
19
FIT101A/B/C
首站分离后流量
㎡/h
20
FIT1131A/B/C
压缩机入口流量
21
FIT104A/B/C
压缩机出口分离后流量
22
FO11201A
防喘振流量
23
FIQ101A/B/C/D
出站前量流量计量
24
FIQ102A/B
至用户用气流量
25
PDI101A/B/C
过滤分离器压差
26
PI241
入塔气体压力
4.6-7.4
7.4
4.6
27
LIT-241
三甘醇塔液位
579-853
853/1158
579/305
28
PDIT-241
三甘醇塔填料压差
＜0.1
0.1
29
TT-247
贫三甘醇进入塔温度
26-43
48.89
20/15.56
30
TT-245
贫三甘醇入换热器温度
31
TT-246
干气出装置温度
48.56-51.31
32
PT-245
贫三甘醇进换热器压力
33
PT-243
富三甘醇出塔压力
34
TT-241
塔底温度
40-45
48
<
35
PT-252
三甘醇闪蒸罐压力
0.17-0.52（0.45）
36
PSDH-256
再生器压力开关
0.15
37
TSDH-256
再生器温度开关
204
190
210
38
TT-256
再生器温度显示
190-210
39
LT-254
三甘醇闪蒸罐液位指示
30-60
%
FT-244
贫三甘醇流量显示
7.64-10.84
41
PS-268
三甘醇泵出口压力开关
42
PS-269
43
PCV-246
气提N2流量
164.9-254.2
m3/h
机组联锁报警一览表
对象及用途
报警限
报警值
停机值
备注
入口分液罐液位
mm
HH
三取二，停主机
汽轮机排汽压力
0.017
MPa
L
LL
H
汽轮机超速
rpm
-
ESD自保停主机
-9555
10511
机械跳闸停主机
TCICS自保停主机
汽轮机低转速
5915
停主机
汽轮机调速器开度
65-105%
30％
润滑油总管压力
0.12
0.8
KPa
启动备用泵
控制油压力
200
0.6
汽轮机速关油压力
润滑油过滤器压差
手动切换过滤器
调节油过滤器压差
润滑油冷却器后温度
45±
高位油箱
满
距法兰中心线
润滑油箱液位
500
890
压缩机轴振动
50
μm
68
95
汽轮机轴振动
75
压缩机轴位移
0.5
0．75
0.75
汽轮机轴位移
0.56
压缩机径向轴承温度
105
115
压缩机止推轴承温度
汽轮机径向轴承温度
110
汽轮机止推轴承温度
密封工艺气过滤器压差
60
密封气与二次平衡管差压
0.45
关闭SV0
0.3
打开SV0
一次密封工艺气与二次平衡管差压
一次密封气泄放气压力
0.4
爆破泄压
一次密封泄放气流量
Nm3/h
密封氮气过滤器压差
二次密封氮气流量
一次密封工艺气流量
150
密封氮气压力
注:
红色及蓝色”N”数据均为不确定数据（设备相应数据未到）
七、生产控制分析项目及指标
指标
首站入口气温度/压力
2.0MPa/40℃
压缩机组出口压力
4.6～7.4MPa
干气露点
夏季≤-10℃，冬季≤-15℃
TEG浓度
出站温度
≤50℃
第二章首站开工规程
第一节原始或大修后开工规程
一、开工统筹图
1.原始开车准备统筹图
2.正常开车统筹图
二、开工操作步骤
（一）稳定状态：
所有工艺配管的安装结束，设备安装完成；
通讯、安消设施完备等。
（二）操作步骤：
1、原始或大修后开车前的准备
装置初始开车前的开车准备工作，主要包括管道系统的水压试验、管道和设备内部的清理、电气和仪表系统的调试、机泵单机试车、催化剂的装填、系统严密性试验、系统置换等项工作，目的是为装置达到初始开车所要求的条件，做好一切准备
a）水压试验
在装置安装结束后，应按管道和仪表流程图检查装置的安装情况。
所有管道应当在遵循设计压力的条件下，按设计文件和施工验收规范进行水压试验。
其目的是要检验管道材料本体及焊接的强度。
水压试验由安装人员在管道安装完毕，热处理和无损检验合格后进行。
水压试验应以洁净水作为试验介质，当对奥氏体不锈钢管道或对连有奥氏体不锈钢管道或设备进行试验时，水中氯离子含量不得超过25ppm；
试验压力和试验时间应按设计文件和国家现行施工验收规范执行。
水压试验前，应确认试验系统已与无关系统进行了有效隔离，如可能的话，可以将所有的仪表、安全阀、机械和连
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