油气合建站设计书资料

油气合建站
设计计算书
1 天然气脱硫系统的计算
1.1脱硫塔的工艺计算
采用海棉铁法脱硫工艺，用浸渍了氧化铁（32O Fe ）的海棉铁做氧化剂。

按天然气硫化氢平均含量为18mg/Nm 3
计算，所需脱硫剂为XXXkg 。

脱硫剂主要物理性质及技术指标：
规格：Φ（4～5）（5～15）
堆密度：0.65～0.95Kg/L 取=0.8kg/L 侧压强度：≥40N ／cm 2 硫容：≥30％
1.2脱硫塔的直径计算
设脱硫塔操作周期为100天，
O H S Fe S H O Fe 23223233+=+
160 102 23.2mg 18mg 所需脱硫剂质量： 225600kg 所需脱硫剂体积：180480L
海棉铁床层高度取5m 。

脱硫塔截面积： 2m H V
F ==180480/1000/5=36m 2
脱硫塔的直径： m F
D ==π
4=6.77
高径比：
=D
H
36/6.77=5.32 1.3脱硫塔的壁厚计算
根据《压力容器手册》，选用合金钢)8755JB (Mo 5Cr 1-，合金钢的最大许用应力
[]MPa 197=σ。

设计压力取MPa P 5.20=，则操作压力:
01.1P P =
脱硫塔的壁厚计算公式如下：
[]213.2C C P
PD Sc ++-=
ϕσ
=18617.5/405.04+0.6+1=47.56mm (1.1) 式中 Sc ——脱硫塔的壁厚，mm ；
P ——气体的操作压力，MPa ；
D ——脱硫塔管外径，mm ；
[]σ——合金钢的最大许用应力，MPa ；
ϕ——焊缝系数，无缝钢管取0.9，焊接钢管取0.8； 1C ——钢板负偏差，取0.6mm ； 2C ——脱硫塔腐蚀裕量，取1mm 。

1.4封头的计算
长短轴之比为2的椭圆封头为标准椭圆封头，它与材料和壁厚相同的筒体等强度有关。

其形式及尺寸按JB1154-73《椭圆形封头形式与尺寸》的规定选取。

选用公称直径3400mm ，曲面高度h 1=850mm ，直边高度h 2=50mm 。

1.4.1形状系数计算
封头的形状系数可用下列公式计算：
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣⎡⎪⎪⎭
⎫
⎝⎛+=2
2261i i
h D K (1.2) = 1/6*[2+((3390+47.56*2)/2/900)^2]=0.958
式中 K ——封头的形状系数； i D ——脱硫塔管外径，mm ； i h ——封头的高度，mm 。

1.4.2 封头的壁厚计算
封头的壁厚可用下列公式计算：
[]215.02C C P
K
PD Sc i ++-=
ϕσ (1.3)
=2.5*1.1*3439.24*0.958/(2*197*0.9-0.5*1.1*2.5)+0.6+1=27.25 式中 Sc ——封头的壁厚，mm ；
P ——气体的操作压力，MPa ；
i D ——封头管外径，mm ；
K ——封头的形状系数；
[]σ——合金钢的最大许用应力，MPa ；
ϕ——焊缝系数，无缝钢管取0.9，焊接钢管取0.8； 1C ——钢板负偏差，取0.6mm ； 2C ——封头腐蚀裕量，取1mm 。

因此取封头的壁厚 27mm 。

1.5脱硫塔安全阀的计算
1.5.1安全阀的泄放量
安全阀的泄放量应根据具体工艺过程来确定。

本设计安全阀的泄放量均认为单位时间内流过设备的气体质量流量，即：
h xxxkg G /==624.777kg/h
1.5.2安全阀的泄放压力（定压）
安全阀开始起跳时的进口压力称为安全阀的泄放压力或定压。

它应等于或小于受压设备或管道的设计压力。

可按下面的方法确定：
当≤P 1.8MPa +=P P 00.18MPa （1.4） 当1.8MPa<≤P 7.5MPa 0P =1.1P （1.5） 当P >7.5MPa 0P =1.05P （1.6） 式中 P ——被保护设备或管道操作绝对压力，MPa ； 0P ——安全阀泄放绝对压力，MPa 。

脱硫塔操作压力P =2.5MPa ，由于1.8MPa<≤P 7.5MPa ，则： MPa P P 75.25.21.11.10=⨯==
1.5.3聚积压力
安全阀开至最大并达到最大泄放量时的进口压力与泄放压力之间的差值称为聚积压力，用
a P 表示。

对于安装在无火压力容器上的安全阀：
P P a 1.0==0.25MPa
1.5.4最高泄放压力
安全阀达到最大泄放量能力时的进口压力，称为最高泄放压力。

在工艺流程中，最高泄放
压力可按下式确定：
a m P P P +=1
=2.75+0.25=3mpa (1.7) 式中 m P ——安全阀最高泄放压力，MPa ； 1P ——安全阀泄放绝对压力，MPa ； a P ——安全阀聚积压力，MPa 。

1.5.5背压（出口压力）
安全阀开启前泄压总管的压力与安全阀开启后介质流动所产生的流动阻力之和。

背压一般
应小于气体的临界流动压力值。

气体临界压缩比可按下式计算：
1
12+⎪
⎭
⎫ ⎝⎛+=k k
c k σ (1.8)
式中 c σ——气体临界压缩比；
k ——气体绝热指数，可取1.2~1.4。

代入数据得：
55.0127.121
27.127.1=⎪
⎭
⎫
⎝⎛+=-c σ
1.5.6安全阀通道截面积
安全阀通道截面积按下式计算：
1
1
197.10ZT M
CKP G
A =
(1.9)
式中 A ——安全阀通道截面积，2cm ;
G ——安全阀的最大泄放量，kg/h ；
1P ——安全阀达到最大泄放量时的进口绝对压力，MPa ； K ——流量系数，一般取0.90.97； M ——气体摩尔分子量，kg/kmol ； 1T ——安全阀进口处绝对温度，K ； Z ——气体压缩系数；
C ——气体特性系数，按下式计算：
1
1
12387-+⎪
⎭
⎫
⎝⎛+=k k k k C (1.10)
其中，k 是气体绝热指数。

∑-=-1
k Y 1k 1
i i (1.11) 式中 i Y ——第i 组分的气体摩尔分数； i k ——第i 组分的气体绝热指数。

∑=-=-287.11
11
i i k Y k k=1.777 C=286.96 z=0.945 A=0.35 安全阀直径：
mm
A
D ==
π
4=6.68mm
根据《油气田常用阀门手册》选用A42Y-40型弹簧封闭全启式安全阀，公称通径DN32，公称压力4.0MPa 。

2 输气管线工艺计算
2.1原料天然气管线工艺计算
根据《天然气工程手册》准则：输气管线最大流速s /m 3.18V max =，最小流速s /m 4~3V min =。

设计压力P =1.6MPa ，设计温度T =273+25=298K 。

2.1.1 压缩系数Z 的确定
15
.169.1100100av
P Z +=
（6.1）
式中 av P ——输气管平均压力，MPa 。

取av P =P =1.6MPa ，则：
972.06
.169.1100100
15
.1=⨯+=
Z 2.1.2 输气管管径的确定
g Q Pd
TZ
V 23
101.5-⨯= （6.2） 取V =3.5
g
Q =1 ⨯104Nm3/d P=1.6MPa T=298 带入得 d=51.36mm 取V =18.3 g
Q =1 ⨯104Nm3/d P=0.3 MPa T=293 带入得 d=22.46mm
式中 V ——输气管气体流速，m/s ； g Q ——输气管气体流量，d /m 3； T ——输气管中的气体温度，K ； P ——输气管中的气体压力，MPa ； Z ——气体压缩系数； d ——输气管管径,mm 。

2.1.3 输气管管壁厚的确定
C K F Pd
t
s +=
φσδ2 （13.3）
式中 δ——输气管管壁厚，mm ； P ——输气管设计压力，MPa ； d ——输气管管径,mm ；
s σ——管子的最低屈服强度，MPa ；
F ——设计因素，取0.6；
φ——管子的纵向焊缝系数，对于无缝钢管，φ=1.00
双面埋弧焊，φ=0.85，单面埋弧焊，φ=0.80
t K ——管子强度的温度减弱系数，当气体温度在123℃下时，t K =1； C ——腐蚀裕量，对净化气 C=0mm ， 微腐蚀 C=1mm, 中等腐蚀 C=2mm, 强腐蚀 C=3mm 。

则 mm 104.11100.160.02402100
3.0=+⨯⨯⨯⨯⨯=
δ 选用1Cr18Ni9T 457⨯φ无缝钢管。

3 储油罐容量的工艺计算
汽油、柴油储油罐将采用直埋式卧式钢罐。

容量可用下式确定：
1000
qnm
V = （7.1）
式中 V ——加油站储油罐储存某种油品的理论容量，m^3；
q ——加油站平均日加油量，L ；
n ——加油站预设的油品储存天数，市区营业性加油站可取3～4天； m ——附加系数，反映油罐容量利用率和设计安全系数，取1.3～1.5；
由上式计算所得的是油罐的理论容量，实际确定单罐容量应该参照设计规范提供的加油站等级划分和常用油罐的规格对应来选择。

表14.1不同油品参数
4 输油管道的工艺计算
4.1 输送汽油管道
4.1.1 管径的确定
πν
Q
d 4=
（8.1）
式中 d ——输送汽油管道管径，mm ； Q ——汽油输送量，s /m 3； v ——汽油的经济流速，m/s 。

取卸油管道 v=1.3 m/s,供油管道v=2.0 m/s,汽油密度0.753/m g 。

卸油管道 ：πν
Q
d 4=
=√（4*0.00278/3.14/1.3）*1000=52mm
供油管道 ：πν
Q
d 4==√（4*0.00278/3.14/2.0）*1000=42mm
4.1.2 管壁厚的确定
[]C K Pd
++=
)
(2σϕδ （8.2）
=0.3*52/2(1*240+0.4)+1=1.032 式中 δ——输气管管壁厚，mm ； P ——输气管操作压力，MPa ； d ——输气管管径,mm ；
[]σ——管子的最低屈服强度，MPa ；
ϕ——管子的纵向焊缝系数，对于无缝钢管，ϕ=1.00
焊接钢管，ϕ=0.80 K ——修正系数，一般取0.40； C ——管壁厚度附加值。

5、管道输气能力计算
5.1按《油气集输设计规范》（GB50350－2005），集气管道输气能力按下式计算：
5
.02
2
213
811.5033⎪⎪⎭
⎫ ⎝
⎛∆-=TZL
p p d q v
式中：qv —气体流量（m3/d ）（P0=0.101325MPa ，T=293K ）；
P1—管道计算的起点压力（绝·MPa）； P2—管道计算的终点压力（绝·MPa）； d —管道内直径（cm ）；
Z —气体在计算管段内平均压力下的压缩系数；
Δ—气体的相对密度（与空气比）； T —气体的平均温度（K ）； L —输气管道计算段长度（Km ）。

经计算，本设计分别采用DN25～DN100多种规格的钢制管道，输气能力可满足输气量10.0×104m3/d 的生产要求。

5.2管道强度计算
按《油气集输设计规范》（GB50350－2005），集气管道壁厚按下式计算：
C
F PD
s +⋅=
ϕσδ2
δ—钢管计算壁厚，mm ； P —设计压力，取4.0MPa ；
D —钢管外径，mm ；
σS—钢管的最小屈服强度，取245MPa ；
F —强度设计系数； φ—焊缝系数； C －管线腐蚀裕量； 集气管道壁厚计算成果见表： 表3.2－1 集气管道壁厚计算成果表
壁厚计算结果：节流阀以后管线采用φ108×5、φ89×4、φ57×3.5 、φ32×3.0 的20
＃无缝钢管，所用管材应符合《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163－1999）标准，三通、弯头按钢制对焊管件（GB12459－2005）标准执行。

井口至节流阀前管线采用符合《套管和油管》（SY/T6194－2003）标准的API 油管J55（φ27/8”），弯头采用PN16.0MPa 油管弯头。

水套炉加热计算
为防止天然气因节流降压而形成水合物，采用水套炉对天然气进行加热。

经计算，龙遂35D 、龙遂35D-1、龙遂35D-2井生产的天然气需要进行加热处理，其操作参数见下表： 表3.2－2 单井操作工艺参数
由上表计算结果可知，选用1台SSL160/5型水套炉可满足2口井所产天然气的加热需求，1台SSL320/3型水套炉可满足1口井所产天然气的加热需求。

为保证冬季及间歇生产期其它气井的天然气加热要求，本工程选用SSL160/5型水套炉6台，SSL160/3型水套炉1台。

6、卧式重力分离器计算
卧式重力分离器直径计算采用下式进行：
4233
10350.0pW K K TZ
q K D V -⨯=
式中：D ——分离器内径，m ； qV ——气体流量，m3/h ； T ——操作温度，K ；
p——操作压力（绝压），MPa；
W0——液滴沉降速度，m/s；
K2——气体空间占有的面积分率；
K3——气体空间占有的高度分率；
K4——长径比。

卧式重力分离器直径计算结果见下表：
表3.2－3 卧式重力分离器直径计算结果
根据计算，本工程选用WQE0.4×2.7-4.0/A型13台，WQE0.6×3.0-4.0/A型2台。

计量管道工艺计算
计量装置选用简易阀式孔板节流装置LJKF－40型共13台。

根据单井产量和集输管道流量计算，站内节流孔板孔径确定如下表：
表3.2－4 节流孔板孔径计算成果表
其它设备选型
阀门
1、选用使用寿命长、操作方便、密封可靠的差压油密封闸阀、平板闸阀。

2、放空选用开启关闭可靠、严密不易泄漏的先导式安全阀和节流截止放空阀。

过滤器
选用钢制高效多层过滤器SGF-40型1台。

调压器
选用1″- NPT- 627 PN4.0型1台, 1″- NPT- HSR PN1.6型1台。