реферат нефтепродуктообеспечение. Реферат нефтепродуктообеспечение Шоткин М.К гр9782. Реферат по дисциплине Нефтепродуктообеспечение Технологический расчет кустовых баз и газонаполнительных станций
 Скачать 141.48 Kb.
|
Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газовНа кустовых базах, газонаполнительных и газоприемораздаточных станциях (ГПРС) операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей сжиженных газов, являются основными технологическими операциями. Они могут осуществляться путем использования гидростатического напора жидкости между освобождаемым и приемным резервуарами, насосами, компрессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождаемом резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре, созданием избыточного давления газа в паровом пространстве освобождаемого резервуара путем закачки в него инертного газа. Наряду с этим в настоящее время используются комбинированные методы перемещения: насосно-компрессорный, насосно-испарительный и перемещение насосами с помощью инжекторов. Рабочее давление Рр=1,6МПа интервал рабочих температур от -40° до +45°С. Дополнительное одорирование СУГ на ГНС не предусматривается. Для хранение СУГ на ГНС предусмотрены четырнадцать резервуаров стальных горизонтальных геометрическим объемом 100 кубм. каждый. Резервуары установлены над земно, засыпаны грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей и шириной 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи. Перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС предусмотрено компрессомами установками типа ВLасктеr 942 - LW разрешение Ростехнадзора № РРС 00-31237. Компрессоры установлены на открытой площадке под навесом. Сжиженные углеводородные газы доставляются железнодорожными цистернами для перевозки СУГ геометрической вместимостью 75,5 кубм. Сжиженные углеводородные газы должны поставляться по ГОСТ 20Н8-90 и ГОСТ 27578-87. Слив-налив СУГ производится комплексами СГСН производства ОАО "Промприбор" разрешение Ростехнадзора № РРС 00-30693. Для контроля степени заполнения цистерн предусмотрены автомобильные и железнодорожные весы во взрывозащищенном исполнении производства 'ЭталонТензо". Эксплуатация оборудования для приема, хранения и выдачи СУГ осуществляется согласно требований ПБ 12-609-03 "Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы". ГНС является опасным производственным объектом, все оборудование примененное во взрыво-пожароопасных зонах имеет разрешение на применение Ростехнадзора и выполнено до взрывобезопасном исполнении. Железнодорожная зстакада оборудована в соответствии с требованиями ВУП СНЭ-87 "Ведомственные указания по проектированию железнодорожных слива-наливных зстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов". Для эксплуатации ГНС предусмотрен штат из шестнадцати сотрудников в том числе ИТР - семь человек. Все сотрудники должны пройти обучение в Ростехнадзоре по эксплуатации газораспределительных систем. До начала эксплуатации ГНС Главным инженером разрабатываются должностные инструкции, инструкции по технике безопасности Вводные и очередные инструктажи проводятся в установленном порядке. Для управления технологическими процессами на ГНС предусмотрена система автоматизированного управления. Система автоматизированного управления технологическими процессами, разработанная в данном проекте обеспечивает перечень мероприятий по безопасной эксплуатации систем газораспределения: - контроль давления газа на всасывающей линии компрессоров; - контроль давления газа на нагнетательных линиях компрессоров; - контроль уровня жидкой фазы СУГ в конденсатосборниках; - контроль температуры масла в картере компрессора; - контроль уровня вибрации компрессоров; Использование гидростатического напора. Слив сжиженных углеводородных газов осуществляется за счет разности уровней жидкости в опорожняемом и наполняемом резервуарах следующим образом. Опорожняемый и наполняемый резервуары соединяются по линиям паровой и жидкой фаз, давление в резервуарах выравнивают, и сжиженный пропан-бутан переливается за счет гидростатического напора столба жидкости. Для обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,7-1 кгс/см2 При сливе пропан-бутановых смесей эта величина будет составлять 13-20м. Если паровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией, то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цистерне будет на 10-15°С ниже, чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы разность геометрических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно возможную разность температур и соответствующую ей разность давлений. Использование сжатого газа. При наличии вблизи КБ, ГНС или ГПРС источника инертного газа необходимого давления выгодным методом перемещения сжиженного газа из резервуара в резервуар является закачка инертного газа в паровое пространство освобождаемого резервуара. Причем инертный газ можно подавать через регулятор давления или компрессором. Если температуры в сливаемой и наполняемой емкостях равны, то парциальное давление инертного газа в сливаемой емкости должно только компенсировать гидравлические потери в системе слива, составляющие 1,5-2,0 кгс/см2. По окончании слива смесь паров и газа необходимо выпустить в атмосферу или, если эта смесь горючая, - в городской газопровод. Выбор оптимальных режимов проводится с учетом производительности и технологических особенностей КБ, ГНС и ГПРС. Принципиальная технологическая схема слива и налива сжиженных газов заключается в том, что парциальное давление природного газа в опорожняемом сосуде поддерживается постоянным. При этом природный газ из магистрального газопровода под давлением Ргп>1,7МПа через узел редуцирования подается в паровое пространство опорожняемой емкости (железнодорожной цистерны, автоцистерны) и создает там давление, необходимое для вытеснения жидкости в резервуары базы хранения или непосредственно в наполнительное отделение Перемещение сжиженных углеводородных газов созданиемразности температур в опорожняемом и наполняемом сосудах (нагревается сжиженный газ в освобождаемом резервуаре и охлаждается в наполняемом резервуаре). Из-за трудности его осуществления широкого применения этот метод не нашел, так как нужно прогревать всю массу сжиженного газа. Подогреватель выполняется в виде змеевика и обогревается водой или паром. Для создания разности температур можно охлаждать сжиженный газ в наполненном резервуаре. Для этого жидкий газ пропускается через специальный теплообменник, охлаждаемый холодной водой или охлаждающим раствором. Охлаждать наполняемый резервуар можно также интенсивным испарением газа с отводом паров в газовые сети или в атмосферу. Испускание паров сжиженного газа в атмосферу следует избегать. Для поддержания перепада давления 1,5-2 кг/см2 необходимо создать перепад температуры для пропана 5-12°С. Особенно выгодно. применить данную схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по магистральному газопроводу и есть источник тепловых отходов (горячая вода, пар). Перемещение сжиженных газов насосами. Перемещение сжиженных газов с помощью насосов является довольно интересным с точки зрения надежности, удобства, простоты, малых энергетических- .затрат и капитальных вложений, однако для этого необходимы специальные самовсасывающие насосы или насосы, которые всегда находились бы под действием гидростатического напора столба жидкости. Кстати, железнодорожные цистерны только с верхним сливом сжиженного газа затрудняют применение чисто. насосной схемы слива. При перекачке насыщенной жидкости пропан-бутана давление на свободную поверхность ее в резервуаре равно упругости паров, поэтому бескавитационную работу насосов возможно обеспечить лишь тогда, когда геодезическая высота всасывания или уровень жидкости в резервуаре больше или равны потерям напора во подающем трубопроводе плюс допустимый кавитационный запас насоса и 0,5 м:  Перемещение сжиженных газов насосно-инжекторным способом.Инжектор работает с помощью жидкости (до 40-60%), подаваемой насосом. В схему включен напорный сосуд, который служит для постоянного залива жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарации паровой и жидкостной фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции сжиженного газа по пути: резервуар инжектор - напорный сосуд – насос - наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жидкость) – резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно постоянного и поэтому устойчивого режима, независимо от интенсивности отбора сжиженною газа на рампе. Перемещение сжиженных газов компрессором. Компрессор отсасывает паровую (газовую) фазу из заполняемого резервуара и нагнетает ее в паровое пространство опорожняемой емкости. Преимущества компрессорного способа перемещения сжиженных газов:конструктивная простота схемы;полнота опорожнения емкостей;возможность регулирования скорости слива изменением перепада давлений в емкостях;высокая производительность (0,3-1,00 м3/мин). Недостатки:большой расход энергии;наличие в эксплуатации сложного агрегата;необходимость в трубопроводах паровой и жидкой фаз. Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и компрессоров. На КБСГ, ГНС и ГНП главным образом применяют насосно-компрессорные технологические схемы, при работе по которым все сливо-наливные операции осуществляют с помощью насосов и компрессоров. Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн, заполнение автоцистерн, удаление остаточных паров из опорожненных резервуаров производятся компрессорами, заполнение баллонов сжиженным газом - насосами и компрессорами. Компрессоры создают в опорожняемом резервуаре давление, превышающее упругость паров сливаемой жидкости, что является необходимым условием нормальной работы насосов. Достоинствами насосно-компрессорной технологической схемы являются высокая производительность, надежность, полное опорожнение резервуара, широта технологического диапазона. К недостаткам следует отнести большие эксплуатационные расходы по ремонту и содержанию технологического оборудования. Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и испарителей. В районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока, где преобладают низкие среднегодовые температуры, в зимний период упругость паров пропан-бутана в резервуарах меньше 0,15 МПа, т.е. избыточное давление меньше 0,05 МПа. При этом отбирать пары из резервуаров базы хранения компрессором невозможно, так как снижается давление. Перемещение сжиженных газов в этих случаях осуществляется с помощью испарителей. При работе по рассматриваемой технологической схеме резервуары хранилища и испарители соединяются трубопроводами по жидкой и паровой фазам. Повышение давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с помощью испарителей объемного или проточного типа. При этом пары сжиженных газов перегреваются за счет теплоты, принесенной извне. В насосно-испарительной технологической схеме повышение давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с помощью испарителей объемного типа. Регазификация сжиженных углеводородных газов Сжиженные углеводородные газы для подачи в газораспределительные сети или сразу непосредственно в газовые приборы подвергаются регазификации. Под регазификацией понимают обратный процесс перехода углеводородов из жидкого состояния в газообразное путем испарения или кипения жидкой фазы и дальнейший перегрев полученных насыщенных паров. Для непрерывного протекания процесса регазификации необходим непрерывный приток теплоты к жидкой и паровой фазам. Отбор паров осуществляется через регулятор давления. Минимальное давление в испарителе обусловливается потерей давления в регуляторе и распределительном газопроводе с учетом номинального давления газовых приборов. Так, для пропана минимальное давление в испарителе при давлении за регулятором 2500-3000 Па может быть в пределах 0,2-1 МПа, что соответствует температуре жидкой фазы для пропана от 248 до 303 К. При этой температуре теплоносителем может быть любая жидкость или газ, имеющие более высокую температуру. Различают естественную и искусственную регазификации сжиженных углеводородных газов. Естественное испарение сжиженных углеводородных газов происходит обычно в тех же резервуарах и баллонах, где хранится газ. При испарении или кипении сжиженных углеводородных газов в специальных теплообменниках путем подачи «горячего» теплоносителя количество испаряемого газа возрастает. Такой метод регазификации называется искусственным. В качестве теплоносителя широко используют водяной пар или горячую воду, а также продукты сгорания газа. Может быть использован также электрический метод подогрева. К регазификационным установкам сжиженного углеводородного газа с естественным испарением относятся: баллонные установки сжиженного газа, резервуарные установки с естественным испарением, регазификационные и резервуарные установки с искусственным испарением, установки для получения газовоздушных смесей, регазификационные установки большой производительности. Естественная регазификация Производительность установок с естественным испарением зависит от состава сжиженных углеводородных газов, температуры окружающей среды, параметров теплообмена, степени заполнения резервуаров газом, числа и характера взаимного расположения резервуаров, а также от режима отбора газа из резервуаров. При расчете газобаллонных установок необходимо учитывать также повышенную влажность воздуха, так как в зависимости от запотевания резервуара изменяются параметры теплообмена. Состав жидкой фазы влияет на давление насыщенных паров смеси в резервуаре или, в конечном счете, на допустимое снижение давления при отборе первой фазы. При большом снижении давления наблюдается сильное испарение жидкости, так как при понижении температуры жидкости увеличивается перепад температур, а следовательно, и тепловой поток. Минимальное абсолютное давление в резервуаре с учетом нормальной работы регуляторов, установленных на резервуарах, не может быть ниже 0,14-0,15 МПа. При определении расчетной производительности подземного резервуара необходимо брать наихудшие температурные условия в грунте. Допустимое снижение уровня сжиженного углеводородного газа в резервуаре определяется минимальным тепловым потоком из грунта, остаточным составом жидкой фазы и экономическими соображениями (например, закономерностями завоза сжиженных углеводородных газов). В среднем считается, что допустимая степень заполнения не меньше 30 %. Длительность непрерывной работы резервуаров зависит от вида потребителя газа. Искусственная регазификация Зависимость естественной регазификации от окружающей среды и от потребления газа, а также их недостаточная производительность вынуждает использовать способы искусственной регазификации сжиженных углеводородных газов. Преимущества установок с искусственной регазификацией состоят в большей производительности, не зависящей от внешних условий, в постоянстве состава испаряемого газа и в соответствии его с составом жидкой фазы, хранящейся в резервуаре, а также в независимости от степени заполнения хранилища и в возможности использования смесей газа с большим содержанием более легких углеводородов. Однако для установок искусственной регазификации, для которых необходима непрерывная подача от внешнего источника, отмечается сложность их обслуживания и необходимость установки систем автоматики. Кроме того, в этих установках наблюдается конденсация паров сжиженного углеводородного газа в газораспределительных сетях. Общим для установок искусственной регазификации является генерация пара в движущемся потоке. Конструктивно испарительные теплообменники бывают рекуперативного типа со змеевиковым нагревателем, вертикальные, кожухотрубные, трубчатые с вертикальным или горизонтальным кожухом, пленочные и форсуночные. |