Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 [ 32 ] 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Рис. 3.37. Схема установки Клауса с однопоточным процессом:

/ - кислый газ; 2 - воздух; 3 - горелка и реакционная камера; 4 - котел-утилизатор; 5, /5 - пар (высокое давление); 6 - обводная линия горячего газа; 7, 12 - пар (низкое давление); Л, , 14 - конденсаторы; 9 - сера; /Он /3 - первый и второй каталитические конверторы соответственно; t6 - «хвостовой» газ

абсорбента кислыми газами и соответственно низкими скоростями циркуляции поглотителя, низкими энергозатратами, небольшими габаритами оборудования и его простотой. Схема, типичная для процесса физической абсорбции, изображена на рис. 3.36.

Выбор растворителя основывается на составе, температуре и давлении исходного газа, последующей его обработке и требований к качеству очищенного газа.

Вторая операция при очистке природного газа - получение серы из сернистых соединений. При обработке больших потоков природного газа чаще всего используются различные модификации процесса Клауса, основанного на каталитической реакции кислорода воздуха с сероводородом, поступающим из регенерационной колонны абсорбционных процессов, при повышенной температуре. Реакция Клауса протекает в две стадии по уравнениям

2H2S + 3O2 42H2O + 2SO.j + 520 кДж; 4H2S-f2S024H20 + 6S-f 105 кДж; 1 6H2S + 3026H40 + 6S + 625 кДж.

Для увеличения выхода серы процесс проводится в соответствии с двумя стадиями реакции. Сначала в печи Клауса при высюкой температуре сжигается часть HaS с получением SO. В результате очень высокой температуры и некаталитического сжигания HjS с воздухом получается непосредственно сера с выходом около 60 %. После высокотемпературного сжигания и утилизации теплоты продуктов горения устанавливается один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 3.37), где оставшийся HaS взаимодействует с SOj. Снижение температуры каталитической реакции способствует повышению выхода серы. При очистке отходящих с установок Клауса газов ВОЗМОЖНЫ два варианта. В одном случае газы, отходящие с установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом - они предварительно сжигаются до превращения всех сернистых соединений в SOa и только после этого поступают на установку доочистки.

Глава 4

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач:

определения экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и числе нефтеперекачивающих станций);

определения местонахождения станций на трассе нефтепровода;

расчета режимов эксплуатации нефтепровода.

Экономически наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемым для заданной пропускной способности диаметра трубопровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т. е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяют графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.

4.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДА

Для расчета нефтепровода необходимы следующие данные: пропускная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от температуры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб; технико-экономические показатели и чертеж сжатого профиля трассы.

Пропускная способность нефтепровода дается в задании на проектирование.

Пропускная способность-основной фактор, определяющий диаметр трубопровода и давление на станциях. В нормах технологического проектирования даются значения диаметра трубопровода и давления на нефтеперекачивающих станциях в зависимости от пропускной способности.

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами. Плотность р из.меряют обычно при 293 К. При других температурах Рт = Р- {Т-293), где t, - температурная поправка, t, = = 1,825-0,001317 р (плотность р должна быть выражена в кг/м*).

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость Vj. при нужной (расчетной) температуре Т может быть определена по формуле

v7. = voexp( -и(Г-Го)].

где Vo - кинематическая вязкость при температуре То; и - показатель крутизны вискограммы. Для определения величины и кроме и Та достаточно иметь еще одно значение вязкости при какой-либо другой температуре.

Расчетной температурой считают наинизшую температуру, которую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура определяется наинизшей температурой грунта на глубине заложения трубопровода с учетом самонагревания потока в результате трения. Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.

Механические свойства материала труб указываются в соответствующем ГОСТе.

В капитальные затраты на линейную часть входит как стоимость труб, так и стоимость всех работ по сооружению трубопровода (сварка, изоляция, рытье траншей и т. д.). В капитальные затраты на станции входит стоимость оборудования, трубопроводных коммуникаций, зданий и т. д., а для головных станций, кроме того,- стоимость резервуарного парка. На линейную часть при.ходится около 80 % суммарных капитальных затрат. Около 45-50 % от капитальных затрат на линейную часть составляет стоимость труб.

Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных статей: отчислений на амортизацию, текущий ремонт, расходов на электроэнергию, смазку, воду, отопление, электроэнергию на собственные нужды, зарплаты, содержания охраны, управления, прочих расходов. Первые три статьи расходов - главные. На амортизацию и текущий ремонт приходится 30-40 % всех расходов. Затраты на электроэнергию составляют 40-60 %.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себестоимость перекачки - важнейший показатель, характеризующий экономичность работы нефтепровода.

При определении эксплуатационных расходов для выбора экономически наивыгоднейшего варианта можно идти обратным путем: их можно вычислить по себестоимости перекачки, указанной в нормах технологического проектирования: Э = CQL, где С - себестоимость перекачки; Q - пропускная способность; L - протяженность нефтепровода.

Профиль трассы (рис. 4.1) используют при определении расчетной длины трубопровода и разности геодезических высот. На профиле ведется расстановка нефтеперекачивающих станций (НПС). Профиль-чертеж, на котором отложены и соединены между собой характерные точки трассы. Расстояния от начального пункта и геодезические высоты этих точек - их координаты. Таким образом, расстояние между какими-либо двумя точками определяется не длиной соединяющей