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液化石油氣的罐區(qū)設(shè)計

文檔作者：童偉東文檔來源：鎮(zhèn)海煉化工程公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年01月05日
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油氣儲運
2002年
油氣儲存
液化石油氣的罐區(qū)設(shè)計
童偉東
(鎮(zhèn)海煉化工程公司
童偉東:液化石油氣的罐區(qū)設(shè)計,油氣儲運,2002,21(6)4~6,35
摘要介紹了鎮(zhèn)海煉化公司液化石油氣罐區(qū)設(shè)計中采用的一些新技術(shù),對液化石油氣的儲
存方式、球罐的設(shè)計,泵的選用和罐區(qū)安全設(shè)計等進行了析提出了液化百油氣區(qū)設(shè)計中的一
些問題和建議。
主題詞液化石油氣球形罐罐區(qū)設(shè)計
存兩種。儲罐儲存是目前采用最廣泛的儲存方式。
一前言
儲罐儲存又分為常溫壓力儲存低溫壓力儲存和低
溫常壓儲存。
根據(jù)鎮(zhèn)海煉油化工股份有限公司“九五”發(fā)展規(guī)(1)常溫壓力儲存
劃,將鎮(zhèn)海煉化公司建成中國石化集團公司加工國
儲罐壓力隨氣溫而變化并接近或略低于氣溫
外含硫原油的基地,增強國際克力,原有800×下的飽和蒸氣壓力。常見的儲罐型式主要有臥罐和
101/a原油加工能力的基礎(chǔ)進行擴建,形成1600球罐兩種臥罐容積一般小于120m球罐容積
10t/a的原油加工能力隨著原油加量的不一般大于120m目前我國石化行業(yè)普遍采用球
斷擴大液化石油氣產(chǎn)量也大度增加需建設(shè)與之罐常溫壓力儲有方式儲存液化石油氣,近年來,由
相配套的液化石油氣罐區(qū),以滿足液化石油氣的儲于儲存規(guī)模的不斷擴大以及材料設(shè)計和制造安裝
和出廠要求。為此,對國內(nèi)外球罐建造技術(shù)水平等方面的進步,液化石油氣球罐逐向大型化發(fā)展,
和發(fā)展趨勢作了充分的調(diào)研和技術(shù)經(jīng)濟分析,并與但由于在制造上受板材厚度等因素的制約,目前混
低溫常壓罐作了技術(shù)經(jīng)濟比較最后確定了由9座合液化石油氣球罐(設(shè)計壓力1.77MPa)的最大容
2000m3球罐構(gòu)成的罐區(qū)建設(shè)案。該方案包括積為2000m
球罐采用國產(chǎn)SPV355(11)鋼板和34塊球片國內(nèi)(2)低溫壓力儲存
首次采用)的混合式結(jié)構(gòu),采用高效率、氣蝕余量小
根據(jù)當(dāng)?shù)貧鉁厍闆r將液化石油氣降至某一適當(dāng)
的筒袋式泵、罐區(qū)配備完善可靠的安全和環(huán)保設(shè)施溫度下儲存,其儲存壓力較常溫儲存壓力低。此科
等項內(nèi)容。該罐區(qū)于1998年完成施工圖設(shè)計199作法可以降低球罐設(shè)計壓力,提高單罐容積,節(jié)省占
年初順利投產(chǎn)。建成后的罐區(qū)具有國內(nèi)液化石油氣地,節(jié)約鋼材,但需要設(shè)置制冷設(shè)備。對于北方地
球罐中容積最大、結(jié)構(gòu)最先進、安全性能最好和國產(chǎn)區(qū)四季溫差較大如果能選擇一個合適溫度制冷
化程度最高的特點。
系統(tǒng)運行時間就會較短,常年運行費用就會減少,投
資可大為降低。
二液化石油氣儲存方式的方案比選(3)低溫常壓儲存
液化石油氣在低溫(如丙烷在-42.7異丁烷
1、液化石油氣的儲存方式
在12.8()下,其飽和蒸氣壓力接近于常壓。此時
液化石油氣儲存方式主要有地層儲存和儲罐儲將液化石油氣儲存在薄壁容器中,可以減少投資,但
315207,浙江省寧波市鎮(zhèn)海電話:571864247
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第21卷第6期
童偉東:液化石油氣的罐區(qū)設(shè)計
5
由于儲存溫度較低需設(shè)置制冷設(shè)備,并采取保冷防和占地,所以考慮采用目前最大容積的混合液化石
凍措施儲罐及部分管道需用低溫鋼運行費用較油氣球罐,即建設(shè)9座2000m液化石油氣球罐的
高。只有在儲存量較大的情況下,節(jié)省下的建設(shè)方案。
投資才能補償較高的運行費用。
方案二:低溫常壓儲存。該液化石油氣罐區(qū)需
2、方案比選
具備裝車出廠和供煤氣公司用氣等功能,宜設(shè)1~2
由于該罐區(qū)所在位置的常年氣溫相差不是很大座球罐。國外的低溫常壓儲罐容量一般為20000~
(年平均氣溫16.3C,極端最高氣溫38.5℃,極端最30000m3,本罐區(qū)的總?cè)萘窟_不到大型低溫常壓儲
低氣溫6.6C),采用低溫壓力儲存不合適,因此只罐的容量,因此考慮采用國內(nèi)的低溫常壓儲存技術(shù)
對常溫壓力儲存方案和低溫常壓儲存方案作技術(shù)經(jīng)即采用7000m3液化氣低溫常壓儲罐(吊頂式雙壁
濟比較。根據(jù)鎮(zhèn)海煉化公司的液化氣產(chǎn)量和儲存天罐)和國產(chǎn)制冷設(shè)備。根據(jù)此方案擬建2座2000
數(shù)(8~10天)確定該罐區(qū)需新增罐容18000m3m3液化氣球罐和2座700m液化氣低溫常壓儲
方案一:常溫壓力儲存。因為建造大型球罐符罐及相配套的制冷設(shè)施,制冷設(shè)備來用直接制冷式
合國內(nèi)外球罐大型化的發(fā)展趨勢,并且可節(jié)省投資
兩種液化石油氣儲存方案比較見表1
表1液化石油氣儲存方案比較
儲存方案工程費用占地面積定員操作費用
設(shè)備檢修及
(10元)(m)(人)(10元)
流程操作
維護工作量
技術(shù)
使用經(jīng)驗
常溫壓力儲存849418100862簡單容易較小比較成熟比較豐富
低溫常壓儲存7130161270復(fù)難度大較大國內(nèi)基本成熟僅洛陽石化有
經(jīng)過分析和比較,綜合考術(shù)性和經(jīng)濟性選
基本型式球殼采用34塊球片的三帶混合式結(jié)
擇了常溫壓力儲存方式(方案一)
構(gòu),拉桿型式為可調(diào)式,立柱根數(shù)為10根。
三2000m3球罐的國產(chǎn)化設(shè)計
四、立式筒袋泵的應(yīng)用
1、材料國產(chǎn)化設(shè)計
由于液化石油氣在球罐儲存中處于飽和狀態(tài),
該球罐設(shè)計采用舞陽廠生產(chǎn)的SPV355H)因此有效汽蝕余量為:
高韌性壓力容器用鋼板,特點是,質(zhì)量達到了日產(chǎn)
 (NPSH) =-(. +)
SPV355的水平,優(yōu)于國產(chǎn)16MnR,穩(wěn)定性和韌性式中H——實際幾何安裝高度,即進口側(cè)容
好鋼板抗?jié)窳蚧瘹鋺?yīng)力腐蝕開裂能力強,板面寬。
器的最低液面至泵中心線的垂直距
2、大球片混合式結(jié)構(gòu)
離(高度差),灌注時為負值,吸上時
國內(nèi)設(shè)計的2000m3球罐的球片數(shù)量一般為
為正值m
66塊或78塊。該種球罐由于采用了大板面的
h泵入阻力降m
SPV355(H)板,球片數(shù)量僅為34塊,焊縫長度為假設(shè)最低液面距罐底1m(所占體積較小)泵
388m相當(dāng)于以往設(shè)計的1000m球罐的焊縫長入口阻力降為0.6m,則其有效汽蝕余量為2.55
度球罐的設(shè)計參數(shù)如下。
m考慮安全裕量,則泵所需的氣蝕余量必須小于
儲存介質(zhì):混合液化氣H2S重量組分不高于1.9m,這對于一般的離心泵是不可能達到的,所以
0.002%
在輸送液化石油氣時易產(chǎn)生汽蝕現(xiàn)象,常用的解決
設(shè)計壓力:1.77MPa
方法有以下幾種。
設(shè)計溫度:-10~50C:
(1)采用增壓器增壓。將球罐內(nèi)的液相液化石
全容積:2026m3;
油氣經(jīng)增壓器加熱氣化后,由氣相線返回至球罐內(nèi)
規(guī)格尺寸:15700mm×17896mm×46mm以提高球罐內(nèi)壓力使之高于飽和蒸氣壓。由于增
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油氣儲運
2002年
壓器需用蒸氣作為熱源,因此運行費用較高,而且操
表2裝車主要技術(shù)參數(shù)
作控制比較麻煩。
型號
流量
(m/h)(m)
揚程轉(zhuǎn)速
(2)利用壓縮機升壓。用壓縮機將氣體從一球
 (r/min)
罐內(nèi)抽出壓入另一球罐內(nèi),使后一罐內(nèi)壓力提高
 TTMC100X4 100
82
1475
再用泵抽。操作時需要兩個球罐同時操作,操作比
密封形式(NPSH)K
T
較麻煩。
(m)
 (mm)(mm)
(3)用氮氣增壓。將氮氣充入球罐中,提高球罐
串聯(lián)機械密封1.1555
855
內(nèi)壓力。由于氮氣留在罐內(nèi)易使球罐超壓,因此需
要經(jīng)常放壓,放壓時會帶走部分液化氣。
五、液化石油氣罐區(qū)的安全設(shè)計
(4)留置較高的最低液位或抬高球罐支腿,但降
低了罐的利用率或增加了投資。
作為易燃易爆產(chǎn)品,液化石油氣的危險性和火
這些解決方法都可以提高有效汽蝕余量,在操災(zāi)危害性都很大液化石油氣罐區(qū)的安全設(shè)計至關(guān)
作和經(jīng)濟性上都有一定的缺點,但如果能降低泵的重要。
必需的氣蝕余量,就能很好地解決此問題。立式筒1、密封設(shè)施
袋泵為多級、徑向剖分式泵(見圖1),由于葉輪的位
近年來,液化氣站的事故大多數(shù)是由于法蘭或
置在泵的最下端因此可以在對氣蝕性能要求苛刻其它接頭的密封失效介質(zhì)泄漏而造成的。采用密封
的條件下運行,非常適合液化氣的壓力輸送。
性能優(yōu)良的金屬石墨纏繞墊,可以有效地防止液化
石油氣的泄漏,減少爆炸混合氣體聚集的機率,確保
正常工況下的安全。
2、安全泄壓設(shè)施
球罐作為壓力容器,為了防止因火災(zāi)、操作故障
等原因造成罐內(nèi)壓力超過其設(shè)計壓力而發(fā)生爆炸事
故,需要設(shè)置安全泄壓設(shè)施。
安全閥的設(shè)計計算按《壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察
 NPSH
規(guī)程》中火災(zāi)情況下的最大泄放量考慮。為方便安
全閥的校驗和檢修,滿足火災(zāi)狀態(tài)下最大泄放量的
要求,每座球罐設(shè)兩個安全閥
 NPSH
液化石油氣放空采用密閉式,并將氣體排至低
壓瓦斯系統(tǒng),進氣柜回收或放火炬燃燒,以保證罐區(qū)
的安全。
3、檢測及報警設(shè)施
圖1立式筒袋泵結(jié)構(gòu)圖
除采用伺服式液位計進行液位遠傳檢測報警和
立式筒袋泵的氣蝕余量的計算式為:
磁浮子液位計進行現(xiàn)場液位檢測外,還設(shè)置獨立的
(NPSH)+K(NPSH),安全裕量≥0.6m液位高報警和高高報警開關(guān)。液位高高報警開關(guān)與
式中(NPSH)有效汽蝕余量,m;
罐根閥聯(lián)鎖,防止液位超高。
(NPSH),必需汽蝕余量m;
罐區(qū)設(shè)可燃氣體檢測報警設(shè)施和火災(zāi)報警設(shè)
K安裝基礎(chǔ)面到首級葉輪葉片施,萬一發(fā)生泄漏,可及早發(fā)現(xiàn),防止事故的擴大。
最低點的距離,m。
4、注水防漏設(shè)施
可以通過改變外殼的長度以及泵的安裝深度來
當(dāng)球罐發(fā)生泄漏時,向罐內(nèi)注水,使液化石油氣
滿足對氣蝕性能的要求。立式簡袋泵除氣蝕余量小液面升高,將破損點置于水面以下,可以減少或防止
外還有效率高性能穩(wěn)定的特點液化石油氣裝車液化石油氣的泄漏,為堵漏贏得時間和創(chuàng)造便利條
泵主要參數(shù)見表2
(下轉(zhuǎn)第35頁)
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第21卷第6期
黃炳華等:旋流器串并聯(lián)工作特性研究
35
變量有旋流器進口流量Q溢流口流量Q,和底式中P旋流器并聯(lián)運行時的能耗,kW;
流口流量Q;第三類為關(guān)系變量,有旋流器進口與
i—并聯(lián)旋流器編號,i=1,2,…,N;
溢流口壓差△P1(即P-P)、進口與底流口壓差
P,—并聯(lián)旋流器單級壓降,MPa;
△2(即p-p)壓差比PRD和溢流比YLB
B并聯(lián)旋流器能耗修正系數(shù),由試驗確
試驗結(jié)果分析采用正交試驗表L(2)。由級
定。
差分析表明,P對去除率(分水率及除油率)影響最
大,其次是P,P影響最小。其關(guān)系如下:
E=60.8694p07+29.67085
+7.0544×4.8828P+
(13)
60
式中E并聯(lián)旋流器去除率。
(3)壓差比和溢流比對并聯(lián)旋流器分離效果的
40
影響旋流器的壓差比PRD和溢流比YLB對旋
20
流器的分離效果也有一定的影響,它們之間的關(guān)系
102030405060708090100
如下:
綜合含水率%
E=92.0445+1.3867PR
0.02454ylbn+
(14)圖5并聯(lián)旋流器的分離效果與原油綜合含水率的關(guān)系
式中PRD并聯(lián)旋流器的平均壓差比,無因
由于試驗介質(zhì)的局限性,應(yīng)用這些特征方程時
次
需要根據(jù)具體的品性質(zhì)進行驗證。
(4)原油綜合含水率對并聯(lián)旋流器分高效的
考文獻
影響并聯(lián)旋流器的分離效果受原油綜合含水率影1.王同生污水除油旋流器研究,油氣田地面工程1998,17(2
響,它們之間的關(guān)系(見圖5)如下:
2730
e=41.945c
(15)2,劉兒:液一液水力旋流器的壓降、流量和分流比的關(guān)系,油氣
(5)并聯(lián)旋流器能耗關(guān)系并聯(lián)旋流器能耗可
田地面工程2000,19(2)27~30
以認為是并聯(lián)單級旋流器能耗之和的平均值,即:
3.劉志軍:旋流式油水分離器性能研究,石油化工設(shè)備1998,
27(2)27-31
 P=
(16)
(收稿日期:2001-12-15)
P=5/18B[1+flb,(prd,-1)p(17)
編輯:孟凡強
(上接第6頁)
存仍具有占地少、鋼材省、投資低、安全性高等優(yōu)點。
件避免更大災(zāi)害的發(fā)生本罐區(qū)在泵入口設(shè)置了低溫儲存技術(shù)在國外已非常成熟,使用也相當(dāng)普遍,
注水線,平時用8字盲板隔離,當(dāng)發(fā)生泄漏時,可打而在我國尚屬起步階段,因無完整的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范,
開8字盲板用泵向罐內(nèi)注水。
有些技術(shù)問題還需進一步研究解決,應(yīng)大力開發(fā)這
5、其它安全措施
一技術(shù)。
在爆炸危險區(qū)域的電氣設(shè)備、控制儀表均按《爆
立式筒袋泵在液化石油氣的輸送上具有效率
炸和火災(zāi)危險環(huán)境電力裝置設(shè)計規(guī)范》(GB5008高、氣蝕性能優(yōu)良、運行穩(wěn)定等優(yōu)點,可推廣應(yīng)用
92)的規(guī)定采用防爆型。
為確保罐區(qū)的安全,球罐設(shè)置固定式水噴霧冷
參考文戴
1.《煤氣設(shè)計手冊》編寫組:煤氣設(shè)計手冊,中國建筑工業(yè)出版社
卻系統(tǒng)固定式水炮和移動式消防冷卻供水系統(tǒng)
(北京)1986
罐區(qū)還設(shè)有手提式干粉滅火器。
2,何友梅液化石油氣的低溫常壓儲存,油氣儲運1998,17(4)
雖然本罐區(qū)經(jīng)方案比選后采用了常溫壓力儲存
方式,但對儲量較大的液化石油氣罐區(qū),特別是對進
收稿日期:2002-02-21)
口低溫液化氣的大型液化石油氣罐區(qū),低溫常壓儲
編輯:劉春陽
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第21卷第6期
油氣儲運
57
作者介紹
李永亮助理工程師,1974年生,1997年畢業(yè)于天津大學(xué)化工專業(yè),現(xiàn)在中國石油天然氣管道工程有限公司
從事管道設(shè)計工作。
童偉東工程師,1969年生,1991年畢業(yè)于西安交通大學(xué)化學(xué)工程專業(yè),現(xiàn)在浙江鎮(zhèn)海煉化工程公司從事儲
運設(shè)計工作。
陳家新見本刊2002年第5期作者介紹。
喻西崇見本刊2002年第1期作者介紹。
董玉華在讀博士生,1973年生1999年畢業(yè)于西安石油學(xué)院材料加工專業(yè),獲碩士學(xué)位?，F(xiàn)在西安交通大
學(xué)材料學(xué)院攻讀博士學(xué)位。
賀成才在讀博士生,1964年生,1983年畢業(yè)于內(nèi)江師專1993年畢業(yè)于曲阜師范大學(xué)獲計算數(shù)學(xué)碩士學(xué)
位,現(xiàn)在西南石油學(xué)院攻讀博士學(xué)位,從事計算數(shù)學(xué)、層保護、計算流體力學(xué)的研究工作。
張志廣見本刊2002年第2期作者介紹
何悟忠高級工程師,1956年生,1980年畢業(yè)于浙江化工學(xué)院腐蝕與防護專業(yè),現(xiàn)在中國石油管道公司沈陽
調(diào)度中心從事管道管理工作。
谷旭東工程師,1971年生,1993年畢業(yè)于大津大學(xué)材料系腐蝕與防護專業(yè),現(xiàn)在天津關(guān)西涂料化工有限公
司技術(shù)部從事涉外技術(shù)作。
劉楊工程師,1967年生,1989年畢業(yè)于大連大學(xué)工民建專業(yè),現(xiàn)在中國石油天然氣管道局職教中心從事
教學(xué)與科研工作。
黃炳華工程師,1971年生,1992年畢業(yè)于石油大學(xué)(山東采油工程專業(yè)?，F(xiàn)在勝利油田東勝公司從事生
產(chǎn)技術(shù)管理工作。
鐘富榮高級工程師,1934年生,1961年畢業(yè)于北京石油學(xué)院物理專業(yè),現(xiàn)已退休
陳蘇屏工程師,1970年生,1992年畢業(yè)于石油大學(xué)(山東)油儲運專業(yè),現(xiàn)在中國石油化工集團公司荊門
石油化工設(shè)計院從事儲運設(shè)計工作
袁功民工程師,1964年生,1988年畢業(yè)于中國人民解放軍后勤工程學(xué)院油料儲運專業(yè),現(xiàn)任廣州軍區(qū)油料
訓(xùn)練大隊油料裝備修理教研室主任。
范偉建工程師,1970年生1993年畢業(yè)于撫順石油學(xué)院石油儲運專業(yè),現(xiàn)在齊魯石化公司儲運廠從事儲運
工藝管理工作。
吳長煉見本刊2002年第5期作者介紹。
張穹助理工程師,1973年生,1998年畢業(yè)于北京石油大學(xué)化學(xué)工程專業(yè),現(xiàn)在中國石化集團管道儲運公
司管道設(shè)計研究院從事油氣儲運設(shè)計工作。
李廣釗工程師,1970年生,1992年畢業(yè)于華南理工大學(xué)體傳運及控制專業(yè),現(xiàn)在茂名石化港口公司安裝
環(huán)?？茝氖掳踩芾砉ぷ鳌?
尹航工程師,1972年生,1992年畢業(yè)于石油大學(xué)(山東)應(yīng)用機電專業(yè),現(xiàn)在中石化集團管道儲運分公司
鄒城輸油處從事電氣技術(shù)管理工作。
姚志祥見本刊2002年第2期作者介紹。
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 OIL GAS
 STORAGE AND TRANSPORTATION
 (MONTHLY)
 Vol. 21 No. 6(Total No. 162) Jun. 25,2002
 CONTENTS AND ABSTRACTS
 OVERVIEW.
 LI Yongliang and HU Shixin: The Technical Point on the Design of Alliance Pipeline's Cathodic Protection
 System and its Reference Significance,OGST,2002,21 (6) 1~3.
 The design of Alliance Pipeline's cathodic protection system consists of two parts, that is trunkline ca-
 odic protection system and gas compressor station's cathodic protection system. The former's major de-
 asis is the parameter of soil resistivity along the pipeline, the crossings of high-voltage DC transmis-
 the later is that of deep-anode groundbeds at compressors, rectifiers and
 ent test stations etc.. The selection determination method and technical point of ca-
 thodic proteetion system of these parameters are introduced in the paper. A design parameters comparison
 between Alliance Pipeline's cathodic protection system and the West-to-East Ges Pipeline Project is made.
 The results show that the design parameters of cathodic protection system for the West-to-East Gas
 Pipeline are available and rational. The authors consider that
 hat the cesiga experience of Alliance Pipeline's
 cathodic protection system can ce used as a guideline to refer in the design of cathodic protection system for
 the West-to-East Gas Pipeline Project.
 Subject Headings: long distance pipeline, cathodic protection system, design, experience, reference, sig-
 nificance
 OIL &amp;amp; GAS STORAGE.
 TONG Weidong: The Design of LPG Tank Farm ,OGST, 2002,21 (6)4~6,35.
 In this paper, some new design methods applied in the LPG tank farm in Zhenhai Refining &amp;amp; Petro-
 chemical Corporation are introduced. The analyses on the storage way of LPG,the design of spherical tank.
 the selection of pump and safety design of LPG tank farm are carried out, some problems existed in the de-
 sign of LPG tank farm and suggestions to solve the problems are put forward.
 Subject Headings: LPG,tank farm,design
 DESIGN &amp;amp; CALCULATION.
 CHEN Jiaxin and TAN Yufei: Determination of Optimal Running Scheme about Injection Process of the
 Natural Gas Storage Reservoirs,OGST,2002,21(6)7~10.
 By establishing the injection-production performance mathematic model of water-driving underground
 gas reservoir, this paper sets up the dynamic characteristics of pressure and saturation in reservoir when
 gas is injected. The minimum power consumption at compressor is taken as the objective functions in the
 summer,and the total amount of surplus natural gas in given period and pressure in each single well when
 injecting and the saturation confines are taken as restrict conditions, the optimum running modes in the
 summer is set up by use of composite optimum-regulating method, which provides a theoretical fundamer
 nt
 for optimizing running mode of a practical underground gas storage in the summer.
 Subject Headings underground gas reservoir, injection process, numerical simulation,optimal running
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