Территориально-производственное предприятие «лангепаснефтегаз»

ТЕРРИТОРИАЛЬНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

УПРАВЛЕНИЕ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

СОГЛАСОВАНО: Директор ООО “НИЦ Нефтегаз-1” _________________ В.И. Вайда “________”_____________ 2006 г.

УТВЕРЖДАЮ: Первый заместитель генерального директора – главный инженер ТПП “Лангепаснефтегаз” _________________ В.В. Чистяков “________”_____________ 2006 г.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

 

«Компрессорная станция сырого газа-1 (КССГ-1)»

 

Срок действия – с 2006 г до 2011 г.

СОГЛАСОВАНО:

Зам. главного инженера – начальник ОПН ТПП "Лангепаснефтегаз"	__________________А.П. Лопатко        "_______"_______________2006г.
Зам. главного инженера по ПБ – начальник ОТПБ и Э ТПП "Лангепаснефтегаз"	________________М.М. Прокопив        "_______"_______________2006г.
Главный механик ТПП "Лангепаснефтегаз"	_________________С.В. Резников        "_______"_______________2006г.
Начальник ОАИС и М	_________________С.В. Хахриков        "_______"_______________2006г.
Главный энергетик ТПП "Лангепаснефтегаз"	___________________Л.Г. Якимов        "_______"_______________2006г.
Главный инженер УППНГ ТПП "Лангепаснефтегаз"	___________________Ф.Г. Валеев        "_______"_______________2006г.

2006 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ.. 3

2. Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов.. 4

3. Описание технологическоГО процесса и технологической схемы отделения КССГ-1. 9

4. Нормы технологического режима.. 13

5. Контроль ведения технологического процесса.. 17

5.1. Аналитический контроль технологического процесса. 17

5.2. Перечень систем сигнализации и блокировок. 20

6. Основные правила пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях. Правила аварийной остановки установки 24

7. безопасная эксплуатация производственного объекта (технологической установки) 34

7.1. Общие положения. 34

7.2. Характеристика опасностей производства. 34

7.3. Возможные неполадки технологического процесса и аварийные ситуации, причины и способы их предупреждения и устранения. 40

7.4. Основные меры по защите технологического оборудования от возможных аварий и травматизма работников. 49

8. Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу. Методы их утилизации.. 65

9. Перечень нормативной документации и обязательных инструкций 77

11. Приложения. 82

 

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ

Установка компримирования сырого газа производительностью 1,0 млрд.нм³/год предназначена для компримирования попутного газа I, II, III ступеней сепарации нефтей группы месторождений Западной Сибири.

Для компримирования сырого нефтяного газа предусмотрено три компрессора К-890-121-1 Невского завода имени В.И. Ленина, из которых один резервный. Привод от электродвигателя СТПД-12500-2У4 мощностью 12500 кВт.

Установка компримирования сырого газа включает следующие узлы:

- узел замера сырого газа;

- компрессорную сырого газа с наружной установкой;

- отделение охлаждения умягченной воды;

- узел ёмкостей азота.

Генеральный проектировщик - «ВНИПИгазпереработка».

Генеральный подрядчик – трест «Мегионгазстрой».

Дата ввода установки компримирования сырого газа – III квартал 1983г.

Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов

Характеристика исходного сырья

Попутный нефтяной газ

Сырьем для установки компримирования сырого газа является нефтяной газ I, II, III ступеней сепарации нефти группы месторождений Западной Сибири.

Усредненный компонентный состав нефтяного газа приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Компонентный состав попутного нефтяного газа с 1, 2 и 3 ступеней сепарации

№	Наименование	Единицы измерения	Состав нефтяного газа
			По проекту	Фактический за 2006г.
1.	Компонентный состав	% вес
	О2		-	0,08
	N2		0,22	2,06
	CO2		2,46	1,13
	СН4		53,44	50,29
	С2Н6		9,03	5,79
	С3Н8		18,33	16,68
	Изо-С4Н10		3,55	4,72
	п – С4Н10		8,15	11,25
	Изо-С5Н12		1,80	2,87
	п – С5Н12		1,67	3,51
	С6+выше		1,35	1,62
2.	Целевые углеводороды С3+В	г/нм3	355	403,65
3.	Плотность	кг/см3	1,018	0,993
	Нефтяной газ содержит:
	- воды - 2÷6 г/нм3
	- механических примесей до 70 мг/нм3 с размерами частиц от 0,001 до 0,25

Характеристика готовой продукции

Скомпримированный попутный нефтяной газ

Готовой продукцией установки компримирования сырого газа является скомпримированный, неотбензиненный, нефтяной газ с давлением до 3,6 МПа и температурой 35 ÷ 40^оС, который подается на осушку и переработку.

Характеристика реагентов и вспомогательных материалов

Смазочные масла

Для смазки подшипников компрессоров, редукторов, электродвигателей, торцевых уплотнений, зубчатых пар редукторов, зубчатых муфт, на органы регулирования и защиты центробежных компрессоров К-890-121-1 применяется масло турбинное марки ТП-22 по ТУ 38.101821 – 2001 г., требования к качеству которого приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 – Требования к маслу турбинному ТП-22           (ТУ 38.101821-2001)

Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
масло турбинное ТП-22с	ТУ 38.101821-83	1. Вязкость кинематическая, сСт		Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров
		- при 40оС	28,8 ¸ 35,2
		- при 50оС	20,0 ¸ 23,0
		2. Стабильность против окисления:
		- массовая доля осадка после окисления	отсутствие
		- кислотное число, мг КОН на 1 г масла	не более 0,1
		- содержание летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН на 1 г масла	не более 0,02
		3. Число деэмульсации, сек	не более 180
		4. Коррозия на стальных стержнях	отсутствие
		5. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС	не ниже 186
		6. Температура застывания, оС	не выше –15
		7. Массовая доля серы, %	не более 0,5
		8. Массовая доля водорастворимых кислот и щелочей	отсутствие
		9. Натровая проба базового масла в кювете на 20 мм, оптическая плотность	не более 0,4
		10. Массовая доля механических примесей, %	отсутствие
		11. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ	не более 2,5
		12. Зольность базового масла, %	не более 0,005
		13. Массовая доля воды, %	отсутствие
		14. Массовая доля фенола в базовом масле, %	отсутствие
		15. Плотность при 20оС, кг/м3	не более 900

Заменителем турбинного масла ТП-22 может служить масло компрессорное КП-8 по ТУ 38.101.543-87, требования к которому приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Требования к маслу компрессорному КП-8 (ТУ 38.101.543-87)

Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
Масло компрессорное КП-8	ТУ 38.101.543-78	1. Вязкость кинематическая, сСт		Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров
		- при 100оС	7,0 ¸ 9,0
		2. Индекс вязкости, не менее, %	95
		3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС	не выше 200
		4. Температура застывания, оС, не выше	минус 15
		5. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,03
		6. Зольность без присадки, %, не более	0,005
		7. Коксуемость, %, не более	0,05
		8. Общая стабильность против окисления: осадок в масле после окисления, %, не более	0,02
		9. Ускоренное испытание на коррозийность на стали при 20оС/сут.	отриц.
		10. Содержание механических примесей, мг/л	отс.
		11. Содержание воды, %	отсутствие
		12. Содержание серы, %	Отсутствие
		13. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более	2,5
		14. Плотность при 20оС, кг/м3	885

Масло должно быть удовлетворительным в длительной эксплуатации при температуре 75÷80^оС, без вспенивания и образования чрезмерного количества испарений.

Охлаждающая вода

Для охлаждения масла в маслоохладителях и воздуха в воздухоохладителях электродвигателей применяется умягченная вода, требования к качеству которой приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Требования к качеству охлаждающей воды

№	Показатели	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4
1.	Жесткость карбонатная, не выше	мг экв/л	3,6
2.	РН среды при температуре	рН	6÷9
3.	Взвешенных веществ, не более	мг/кг	50
4.	Сухой остаток, не более	мг/кг	300

Азот газообразный

Азот (N₂) по ГОСТу 9293-74 – инертный газ, без цвета и запаха. Молекулярный вес - 28,02; плотность - 1,251 кг/м³; температура кипения - минус 195,78^оС.

Применяется для продувки технологического оборудования и трубопроводов установки от взрыво- и пожароопасных смесей, а также для вытеснения воздуха из трубопроводов и аппаратов перед пуском их в работу. Необходимый запас азота хранится в емкостях Е-701/1÷3 на узле азота. Физические свойства азота приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Физические свойства азота (ГОСТ 9293-74)

Наименование сырья,	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
Азот (N2) сухой газообразный технический	ГОСТ 9293-74	Объёмная доля азота, %, не менее	99,6	Применяется для продувки технологического оборудования и трубопроводов установки от взрыво- и пожароопасных смесей, а также для вытеснения воздуха из трубопроводов и аппаратов перед пуском их в работу
		Объёмная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	0,4
		Содержание кислорода, % об. не более,	1,0
		Содержание масла в газообразном азоте	выдержать исп. по п. 3.7.
		Удельный объем жидкого азота при температуре кипения и давлении 760 мм.рт.ст., дм3/кг	2,239
		Внешний вид жидкого азота	Бесцветная прозрачная жидкость

 

Воздух КИПиА (ГОСТ 17433-80)

Рабочим агентом в пневматических системах автоматизации является сжатый воздух КИПиА класса чистоты «1» по ГОСТ 17433-80 и параметрами в соответствии с п. 1.5 РТМ 25-390-80* Минприбора.

Часовой запас воздуха КИПиА предусмотрен в ресиверах воздушной компрессорной.

Таблица 2.6 – Физико-химические свойства этиленгликоля

№	Показатели	Единицы измерения	Значения
1	2	3	4
1.	Молекулярная масса	-	62,07
2.	Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость
3.	Температура кипения	0С	194÷200
4.	Массовая доля этиленгликоля, не менее	%	98,5
5.	Массовая доля диэтиленгликоля, не более	%	1,00
6.	Массовая доля воды, не более	%	0,5
7.	Плотность при 200С	г/см3	1,110÷1,115

 

Узел замера газа

Узел замера газа предназначен для приема и учета газа, поступающего с месторождений Западной Сибири. Данный узел является единым для обеих очередей и представляет собой площадку с параллельно проложенными трубопроводами, на которых установлены замерные устройства – диафрагмы поз. 501/1÷7 и система отключающей и переключающей арматуры для регулирования подачи сырья на переработку и прекращение подачи сырья на установки в случае аварийной ситуации.

Для удобства эксплуатации вторичные самопишущие приборы размещены в обогреваемом кожухе, в непосредственной близости от замерных устройств, для исключения погрешностей при измерениях.

Узел охлаждения воды

Нагретая вода из машинного зала поступает через общий коллектор обратной воды в расширительный бак Е-401, откуда насосами НЦ-401/1÷3 подается в аппараты воздушного охлаждения воды Т-401/1÷5. Охлажденная вода после Т-401/1÷5 с температурой не ниже 20^оС (поз. 927б/1÷5) поступает в машинный зал к масло- и воздухоохладителям.

Заданная температура воды обеспечивается:

а) изменением угла установки лопастей вентиляторов;

б) увлажнением нагнетаемого вентиляторами воздуха;

в) изменением положения жалюзи в аппаратах;

г) отключением вентиляторов в зимнее время.

Предусмотрено автоматическое включение резервного насоса НЦ-401 при падении расхода ниже допустимого (поз.933б/1÷3). Контроль за температурой воды на выходе из аппаратов воздушного охлаждения осуществляется с помощью технических термометров (поз.7108/1÷5) и термометров сопротивления (поз.927б/1÷5) и выводом показаний на ГЩУ в операторную.

Узел азотных емкостей

Емкости азота предназначены для хранения необходимого запаса азота на заводе для покрытия пиковых нагрузок, связанных с испытанием оборудования на плотность, для продувок технологического оборудования на период ремонта и остановок, а также для вытеснения воздуха из трубопроводов и аппаратов перед пуском их в работу.

Азот жидкий поступает на установку передвижной газификационной установкой УГ-5/20 и подается в емкости Е-701/1÷3. Максимальное давление в емкости Е-701/1÷3 не превышает 5,7 МПа (57 кгс/см²) (поз.901б/1÷3).

 

Таблица 4.1 – Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, аппарата, оборудования, показателей режима	Номер позиции прибора по схеме	Единица измерения	Требуемый класс точности измерительных приборов	Допускаемые пределы технологических параметров		Примечание
				расчетные	рабочее технологическое
1	2	3	4	5	6	7
Расход газа на входе в КССГ-1		нм3/ч	2,5	75 000	До 140 000	-

СЕПАРАТОР 101/1,2

Давление 6003/1,2 МПа (кгс/см²) 2,5 0,6 (6,0) 0,08÷0,1 (0,8÷1,0) Местное измерение

Уровень углеводородного конденсата

845/1,2

мм

1,5

 

250÷400

Регулирование

Сигнализация

935/1,2

Уровень раздела фаз

844/1,2

мм

1,5

 

700÷1000

Регулирование

Сигнализация

941/1,2

ЕМКОСТЬ Е-101

температура 7011 ^оС 2,5 0÷20 0÷20 Местное измерение давление 6017 МПа (кгс/см²) 2,5 1,0 (10,0) 0,05÷0,6 (0,5÷6,0) Местное измерение уровень 940 мм 1,5 200÷2000 200÷2000 Сигнализация

КОМПРЕССОРНЫЕ АГРЕГАТЫ КЦ-101/1÷3, К-890-121-1

Давление газа на всасе 9,9а,9б МПа (кгс/см²) 1,5 0,157 (1,57) 0,045÷0,08 (0,45÷0,8) Измерение, сигнализация, блокировка Давление газа на нагнетании ЦНД     12 МПа (кгс/см²) 2,5 1,25 (12,5) 0,7÷0,93 (7÷9,3) Местный замер Давление газа на нагнетании ЦВД 18,18а, 18б МПа (кгс/см²) 1,5 3,8 (38,0) Не более 3,6 (36,0) Измерение, сигнализация, блокировка     Температура охлаждающей воды 29 ^оС 1,5 30 25÷30 Измерение Давление охлаждающей воды 16 МПа (кгс/см²) 1,5 0,3 (3,0) 0,2÷0,3 (2,0÷3,0) Измерение, сигнализация Давление воздуха наддува электродвигателя 3,3а Па 1,5 250 Не ниже 250 Измерение, сигнализация, блокировка Давление масла в системе смазки компрессора после маслонасосов 24, 24а МПа (кгс/см²) 1,0 1,0 (10,0) 0,5÷0,62 (5÷6,2) Измерение, сигнализация, блокировка Температура воды от Т-105 на разогрев масла в маслоохладители 29 ^оС 1,0 60 Не выше 60 Измерение, регистрация, регулирование, сигнализация Давление масла на подшипниках и торцевых уплотнениях ЦНД и ЦВД 22, 22а, 22б МПа (кгс/см²) 1,0 0,35 (3,5) 0,27÷0,35 (2,7÷3,5) Измерение, сигнализация, блокировка Давление масла на смазку муфт, подшипников редукторов и электродвигателя 21, 21а, 21б МПа (кгс/см²) 1,0 0,15 (1,5) 0,12÷0,15 (1,2÷1,5) Измерение, сигнализация, блокировка Перепад давления масла на фильтрах ФС-72-10 26 МПа (кгс/см²) 1,5 0,04 (0,4) Не выше 0,04 (0,4) измерение Перепад давления масла на фильтрах тонкой очистки 23 МПа (кгс/см²) 1,5 0,15 (1,5) Не выше 0,15(1,5) Измерение Температура масла в маслобаке 34 ^оС 1,5 57 25÷57 Измерение, сигнализация Давление масла на сливе с торцевых уплотнений и подшипников ЦНД и ЦВД 7,10 15, 17 МПа (кгс/см²) 1,5 0,3 (3,0) 0,18÷0,3 (1,8÷3,0) Измерение, сигнализация, блокировка Температура подшипников главного электродвигателя и компрессора 32 ^оС 1,0 85 Не выше 85 Измерение, регистрация, сигнализация, блокировка

СЕПАРАТОРЫ С-106/1-3

Температура 7090/1÷3 ^оС 2,5 100 40÷55 Измерение местное Давление 6042/1÷3 МПа (кгс/см²) 2,5 1,6 (16,0) 0,7÷0,93 (7-9,3) Измерение местное Уровень 854/1-3 933/1-3 мм 1,5   600÷1000 650÷900 Регулирование, сигнализация,

СЕПАРАТОРЫ С-105/1-3

Температура в сепараторах С-105/1,2,3 7018/1-3 ^оС 2,5 100 40÷55 Местное измерение Давление 515 МПа (кгс/см²) 1,0 3,8 (38) 3,1÷3,6 (31÷36) Измерение, регистрация Уровень в сепараторах 1-9а, 1-11а, 1-13а мм 1,5 300-800 350÷400 Измерение, регистрация, регулирование сигнализация

Е-401

Уровень 401   мм 1,5 0-5860 1000-5840 Измерение по месту

Таблица 5.1 – Аналитический контроль технологического процесса

Наименование стадий процесса, анализируемого продукта	Место отбора пробы (место установки средства измерения)	Наименование контролируемого показателя	Значение показателя		Методы контроля (методики анализа, №№ ГОСТов или ТУ)	Периодичность контроля Кто контролирует
			по НД	при контроле
1	2	3	4	5	6	7
1. Сырье – сырой нефтяной газ с месторождений	после С-101	а) компонентный состав	-	См.табл.2.1.	хромат. по ГОСТ 23781-87 с изм. (1-8-92)	1раз в сутки хим. лаборатория
		б) плотность		См.табл.2.1.	расчетный по ГОСТ 22667-82 с изм. (1-11-92)	1раз в сутки хим. лаборатория
		в) влажность	отс	отс.	весовой по ГОСТ 20060-83 с изм. (1-2-89) Гигролог МУ 7707	2 раза в месяц хим. лаборатория
		г) содержание сернистых соединений			ГОСТ 22387.2-83	2 раза в месяц хим. лаборатория
		д) содержание мехпримесей	-	отс.	ГОСТ 22387.4-77	2 раза в месяц хим. лаборатория
2. Вода в канализацию	Из С-101	содержание углеводородов	40 мг/л		Методика определения углеводородов в сточной воде	по требованию Хим. лаборатория
3. Углеводородный конденсат	после НЦ-102	а) компонентный состав			ГОСТ 10679-76	по требованию Хим. лаборатория

Продолжение таблицы 5.1

1 2 3 4 5 6 7     в) содержание влаги отс отс. ТУ 38102524-83 п.4.3. по требованию Хим. лаборатория 4. Вода умягченная Коллектор а) жесткость 3,6 мг.экв   ГОСТ 4151-72 1 раз в месяц хим. лаборатория     б) РН среды 6÷9РН   Потенциометрический метод 1 раз в месяц хим. лаборатория     в) взвешенных веществ 50 мг/л   Потенциометрический метод 1 раз в месяц хим. лаборатория     г) сухой остаток 300мг/л   ГОСТ 18164-72 1 раз в месяц хим. Лаборатория     д) содержание железа 0,3мг/л   ГОСТ 4011-72 1 раз в месяц хим. лаборатория     е) содержание углеводородов отсутствие   Отгонка с водяным паром 1 раз в месяц хим. лаборатория 5. Масло марки ТП-22 Из бойлера с работающих машин полный анализ Норма по ТУ   ТУ 38.101821-2001 При поступлении хим. лаборатория     а) полный анализ Норма по ТУ   ТУ 38.101821-2001 2 раза в месяц хим. лаборатория     б) температура вспышки в открытом тигле 200^оС   ГОСТ 4333-87 1 раза в неделю хим. лаборатория

Продолжение таблицы 5.1

1 2 3 4 5 6 7     в) содержание влаги отсутствие   ГОСТ 2477-65 1 раза в неделю хим. лаборатория 6. Воздух КИП После блока осушки воздуха а) влажность Температура точки росы – минус 40^оС   ГОСТ 17433-80 1 раз в сутки; по требованию. хим. лаборатория     б) содержание масла отсутствие   ГОСТ 17433-80 1 раз в 10 дней хим. лаборатория 7. Вода из промышленной канализации Колодец на выходе из здания компрессорной е) содержание углеводородов 40 мг/л   фотоколориметрический 1 раз в 10 дней хим. лаборатория 8. Воздух окружающей среды Производственные помещения е) содержание углеводородов 300 мг/м³   ГОСТ 23781-87 2 раз в неделю хим. лаборатория 9. Воздух окружающей среды Производственные помещения Наличие довзрывоопасных концентраций Отсутствие   ИБТВI-087-81 ГСС   Наружная установка Наличие довзрывоопасных концентраций Отсутствие   ИБТВI-087-81 ГСС

Таблица 5.2 – Перечень систем сигнализации и блокировок

Номер позиции прибора на схеме	Наименование параметра	Наименование аппарата, оборудования	Величины устанавливаемого предела по технологии				Значение уставок								Операции, выполняемые при блокировке
			min		max		сигнализация				блокировка
							max		min		max		min
1	2	3	4		5		6		7		8		9		10
Компрессорная сырого газа
2	Давление, Па (кгс/см2)	Возбудитель электродвигателя компрессора	Не ниже 250 (0,0025)		-		-		250 (0,0025)		-		100 (0,001)		- «-
3	- «-	Кожух главного электродвигателя	Не ниже 250 (0,0025)		-		-		250 (0,0025)		-		100 (0,001)		- «-
4, 4а, 4б	- «-	Воздух продувки электродвигателя	-		-		-		560 (0,0056)		-		-
7, 10, 15, 17	Давление, МПа (кгс/см2)	Трубопроводы слива масла с торцевых уплотнений опорного и опорно-упорного подшипников ЦНД и ЦВД.	0,18 (1,8)		0,3 (3,0)		-		0,18 (1,8)		-		0,16 (1,6)		Остановка компрессора
9а, 9б	- «-	Трубопровод всаса ЦНД компрессора	0,045 (0,45)		0,08 (0,8)		0,085 (0,85)		0,03 (0,3)		-		0,01 (0,1)		- «-

Продолжение таблицы 5.2

1 2 3 4

5

6

7

8

9

10

16 Давление, МПа (кгс/см²) Трубопровод воды к маслоохладителю (МО) 0,2 (2,0)

0,3 (3,0)

-

0,2 (2,0)

-

-

 

18а, 18в Давление, МПа (кгс/см²) Трубопровод газа на выходе из ЦВД -

Не выше 3,6 (36,0)

3,7 (37,0)

-

3,9

(39,0)

-

Остановка компрессора

 

1-9а; 1-11а; 1-13 а   Уровень, мм Трубопровод выхода конденсата из сепараторов С-105/1,2,3 450

550

750

-

-

-

-

21а, 21б Давление, МПа (кгс/см²) Трубопровод масла смазки муфт, подшипников редукторов главного электродвигателя 0,12 (1,2)

0,15 (1,5)

-

0,1 (1,0)

-

0,08

(0,8)

Остановка компрессора

 

22а, 22б Давление, МПа (кгс/см²) Трубопровод масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора 0,27 (2,7)

0,35 (3,5)

-

0,27 (2,7)

-

0,22

(2,2)

Остановка компрессора

 

24а Давление, МПа (кгс/см²) Трубопровод от главного маслонасоса (ГМН) 0,5 (5,0)

0,7 (7,0)

-

0,5 (5,0)

-

-

 

32а ¸ 32к Температура, ^оС Подшипники электродвигателя, ЦНД, ЦВД -

Не выше 85

80

-

85

-

Остановка компрессора

33а ¸ 33з Температура, ^оС Подшипники редуктора -

Не выше 85

80

-

85

-

Остановка компрессора

33 т.9 Температура, ^оС Маслобак компрессора 25

57

-

25

-

-

Блокировка пуска

35, 35а Уровень, мм Маслобак -

-

800

650

-

-

 

Продолжение таблицы 5.2

1 2 3 4

5

6

7

8

9

10

36 Вибрация, мкм Подшипники компрессора -

-

11

-

-

-

 

37 Вибрация, мкм Подшипники редукторов -

-

72

-

-

-

 

38, 39 Давление масла на реле осевого сдвига, кг/см² ЦНД компрессора -

-

-

-

4,2

-

Остановка компрессора

40, 41 Давление масла на реле осевого сдвига, кг/см² ЦВД компрессора -

-

-

-

4,2

-

Остановка компрессора

 

854/1-3 Уровень, мм Аппараты С-106 650

950

1000

-

-

-

 

854б/1-3 Уровень, мм Аппараты С-106 -

-

-

-

900

-

Остановка компрессора

 

935/1,2 Уровень, мм Аппараты С-101 250

400

500

-

-

-

 

936 Давление, МПА (кгс/см²) Трубопровод азота на вводе на установку 0,3 (3,0)

0,6 (6,0)

-

0,3 (3,0)

-

-

 

937 Давление, МПА (кгс/см²) Трубопровод воздуха КИПиА на вводе на установку 0,3 (3,0)

0,6 (6,0)

-

0,46

(4,6)

-

-

 

940 Уровень, мм Емкость Е-101 200

2000

2000

200

-

-

-

941/1,2 Уровень, мм С-101/1,2 700

1000

-

(400)

-

-

 

950, 951, 952 Давление, Па (кгс/см²) Напорные воздуховоды от вентсистем П-1,1а; П-2,2а; П-3,3а -

-

-

400

(0,004)

-

-

АВР вент. систем

Продолжение таблицы 5.2

1 2 3 4

5

6

7

8

9

10

953/1-3 Давление, Па (кгс/см²) Воздуховоды к электродвигателям компрессоров        КЦ-101/1-3 -

-

-

400 (0,004)

-

-

 

954, 955, 956 Разряжение, Па (кгс/см²) Воздуховоды на всасе вент. систем В-1,1а; В-2,2а; В-3,3а -

-

-

100 (0,001)

-

-

АВР вент.систем

957 Давление, Па (кгс/см²) Подпор воздуха в ЦПУ -

-

-

50 (0,0005)

-

-

 

958 Давление, Па (кгс/см²) Подпор воздуха в насосной -

-

-

50

(0,0005)

-

-

 

959 Давление, Па (кгс/см²) Подпор в помещении ПВК. -

-

-

50 (0,0005)

-

-

 

960 Давление, Па (кгс/см²) Подпор в электропомещении -

-

-

50 (0,0005)

-

-

 

961/1-6 Концентрация, % НКПР по метану ДВК в машзале компрессорной -

-

-

9

-

11

Включение аварийных вентсистем 9%(АВУ). Остановка 11%

Подготовка компрессорной к пуску.

Перед пуском компрессорной в эксплуатацию (после капитального ремонта, после длительной оста