Penerangan aliran proses

Gas asli mentah memasuki pemisah masuk untuk menapis kekotoran mekanikal dan memisahkan air bebas, kemudian memasuki pemampat selepas penapisan ketepatan oleh penapis habuk, dan disejukkan kepada 40 ~ 45 ℃ oleh penyejuk pemampat itu sendiri, dan kemudian memisahkan beberapa air dan hidrokarbon berat (sekiranya komponen berat yang berlebihan.) dan kemudian memasuki unit dehidrasi dalam. Gas suapan kering daripada gelincir dehidrasi memasuki gelincir pemisahan pemeluwapan, kemudian ia memasuki unit penyejukan selepas prapenyejukan kepada ~ 10 ℃ melalui penukar haba. Seterusnya selepas menyejukkan gas suapan kepada – 35 ℃ dan menyejukkan semula melalui pendikit, ia memasuki pemisah suhu rendah untuk pengasingan gas-cecair selepas

Fasa gas dan fasa cecair yang dipisahkan masing-masing memasuki deethanizer, gas atas menara kembali ke penukar haba untuk memanaskan semula dan mengeluarkan di luar sempadan, dan cecair bawah menara memasuki menara depropana dan debutane untuk diasingkan semula. LPG di bahagian atas menara dan hidrokarbon ringan stabil di bahagian bawah menara masing-masing memasuki tangki simpanan untuk pemuatan dan eksport.

Skop aliran proses

Skop aliran proses unit: 1 gelincir pemampat, 1 gelincir bersepadu (termasuk unit penapisan dan pengasingan bahan mentah, unit pengawalseliaan tekanan dan pemeteran, unit penyahhidratan dan unit pemisah pemeluwapan), 1 gelincir unit penyejukan, 2 gelincir Penyimpanan LPG, 2 gelincir hidrokarbon ringan yang stabil, 1 set alat kawalan paip kren 1 set alat udara sistem dan tergelincir menara pemisah，tidak termasuk sistem air beredar, sistem suar dan pelepasan, sistem penjanaan kuasa, bekalan dan pengagihan kuasa dan sistem awam lain.

Penggunaan utiliti

Lihat jadual 2-2.1 untuk penggunaan kuasa peralatan kuasa proses unit pemulihan gas asli di bawah produk dan output di atas.

Penggunaan kuasa jadual peralatan elektrik proses