Данные по пункту 1 определены как разница потребления котельно-печного топлива предприятием и потребления топлива на котельной (пункт 2).

Таблица 1.6.

Потребление тепловой энергии.

В таблице указаны данные определенные расчетным путем и отраженные в отчетной документации Белозерного ГПЗ.

Таблица 1.7.

Потребление воды.

1.4. Краткое описание режимов работы энергоиспользующего оборудования

Анализ работы предприятия в целом показал, что в настоящее время нагрузка завода значительно ниже номинальной. Прием сырого газа в 1999 г. составил величину 1847,13 млн. нм3, это 46,2 % его номинальной производительности - 4000 млн. нм3/год. Поставка сырого газа в таком количестве обеспечивает работой одну технологическую линию с нагрузкой 92,4 %, вторая линия простаивает, но требует расхода энергоресурсов на поддержание технических систем в работоспособном состоянии, на обогрев, вентиляцию и освещение зданий.

1.5. Технологические преобразования нефтяного газа

Основные технологические преобразования, которым подвергается сырой нефтяной газ поступающий от нефтяных месторождений, показаны на рис 1.2.

После транспортировки газ необходимо подготовить к переработке. При определенном давлении и температуре газ проходит через сепараторы, где проходит улавливание углеводородного конденсата, мехпримесей и влаги. Мехпримеси и влага удаляются из газа, а углеводородный конденсат обезвоживается и проходит процесс разгазировки, после чего откачивается в трубопровод товарной или сырой нефти.

Далее происходит компримирование сырого газа. Газ из сепараторов поступает на прием компрессоров, работающих параллельно, где сжимается до определенного давления. После этого газ с температурой 127-129оС поступает в аппараты воздушного охлаждения. Регулировка температуры на выходе из аппаратов воздушного охлаждения осуществляется автоматически путем изменения угла атаки лопастей вентиляторов и изменением степени открытия створок жалюзи.

Охлажденная до 40оС газожидкостная смесь поступает в сепараторы высокого давления для дальнейшего отделения углеводородного конденсата и влаги. Отделившаяся в сепараторах вода и жидкие углеводороды через клапана выводятся во влагособирающие сепараторы.

Следующая операция – это осушка нефтяного газа. При этом газ из сепаратора высокого давления подается в адсорберы для осушки от влаги. Адсорбция осуществляется на слое молекулярных сит.

Блок осушки и адсорбция состоит из 6-ти параллельно обвязанных адсорберов, 4 из которых находятся в режиме адсорбции, 2 на регенерации (один в стадии десорбции, другой в стадии охлаждения). Потоки газа в адсорберах регулируются с помощью переключающихся клапанов, приводимых в действие программирующим устройством.

Далее идет охлаждение и расширение осушенного и очищенного газа. Газ из адсорберов проходит через фильтр, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит, после чего разделяется на два потока. Первый поток последовательно охлаждается до температуры -9, -11оС, далее до температуры -30оС в холодильнике и до температуры -50, -54оС в теплообменнике. Второй поток последовательно охлаждается до температуры -33, -36оС, далее до температуры -50, -54оС в рибойлере деметанизатора.

После охлаждения оба потока поступают в сепаратор для отделения жидкости. Около 50% газа из этого сепаратора подается на прием турбодетондера, где охлаждается до -80, -84оС за счет расширения при увеличении объема. Остальные 50% газа, используя характер Джоуля-Томсона, байпосируются через дроссельный клапан.

Деметанизатор представляет собой фракционную колонну с тарелками и служит для выделения метана из углеводородного конденсата. Верхняя его часть, в которую подается газожидкостная смесь из турбодетондера является сепаратором. Охлажденная газожидкостная смесь поступает в рефлюксную емкость для дальнейшего охлаждения.

После охлаждения отбензиненный газ необходимо повторно компримировать. Компримирование осуществляется в две степени. Отбензиненный газ сжимается. Давление на нагнетании регулируется путем изменения потока газа. Расход на нагнетании компрессора измеряется специальным сужающим устройством.

Газ после компрессора турбодетондера делится на два потока и сжимается параллельно работающими компрессорами. Оба потока защищены против помпажа байпасными линиями с клапанами.

Потоки отбензиненного газа, сжатые к компрессорах, поступают в воздушные холодильники, где соответственно охлаждаются. После воздушных холодильников оба потока объединяются в один и в виде сухого отбензиненного газа поступают в магистральный газопровод Парабель-Кузбасс.