Параметры паропровода, Давление, температура Опции

[MANN]

Добрый день, Коллеги
Прошу помочь разобраться в вопросе.

Проектируется система паропроводов на пропарку резервуаров и оборудования. Из отраслевых норм известно, что пар на пропарку резервуаров следует подавать давлением не более 0,3 МПа и температурой не превышающей 80% от температуры самовоспламенения нефтепродукта.

Также проектируется котельная с паровыми котлами. Теперь возникает вопрос. Какие паровые котлы необходимо закладывать в котельную? Какие параметры пара должны быть на выходе из котла? Почему как правило принимаются пресловутые 0,8 МПа и 174-175 С на выходе из котла?
И как дросселировать давление в паропроводе до 0,3 МПа? Кто-то на форуме писал про дросселирование задвижками у потребителей, такое допустимо? Или всё-таки должна быть регулирующая арматура у потребителей? Или снижение давление должно производиться в котельной (но опять же если дросселировать в котельной, то нужен точный гидравлический расчет паропровода, чтобы учесть падение давление по сети трубопроводов и задать правильное значение дросселирования в котельной...чтобы к потребителям не пришло слишком малое давление пара)?

[MANN]

Добрый день, Коллеги
Прошу помочь разобраться в вопросе.

Проектируется система паропроводов на пропарку резервуаров и оборудования. Из отраслевых норм известно, что пар на пропарку резервуаров следует подавать давлением не более 0,3 МПа и температурой не превышающей 80% от температуры самовоспламенения нефтепродукта.

Также проектируется котельная с паровыми котлами. Теперь возникает вопрос. Какие паровые котлы необходимо закладывать в котельную? Какие параметры пара должны быть на выходе из котла? Почему как правило принимаются пресловутые 0,8 МПа и 174-175 С на выходе из котла?
И как дросселировать давление в паропроводе до 0,3 МПа? Кто-то на форуме писал про дросселирование задвижками у потребителей, такое допустимо? Или всё-таки должна быть регулирующая арматура у потребителей? Или снижение давление должно производиться в котельной (но опять же если дросселировать в котельной, то нужен точный гидравлический расчет паропровода, чтобы учесть падение давление по сети трубопроводов и задать правильное значение дросселирования в котельной...чтобы к потребителям не пришло слишком малое давление пара)?

[Иркутск]

а нужно ли вам давление на производстве выше 8 кг и сколько пара вам вообще надо? существуют РОУ, клапана, шайбы- выбирайте что душе угодно. Главное не то что пришло к потребителю а то что на границе ответственности -это стена котельной обычно)).

[gilepp]

Транспортировка пара всегда лучше с высоким давлением. Если речь о существенных расстояниях. Диаметры труб ниже, дешевле строительные работы, теплоизоляция и пр. Редуцирование в таком случае непосредственно перед потребителями. Простой редукционный клапан + предохранительный клапан. Вручную или шайбой не сильно удобно, потому что, персоналу придется следить самостоятельно за давлением и регулировать его в зависимости от величины нагрузки. Шайба - это постоянное, то есть неизменяемое сечение. Следовательно, давление за ней меняется при изменении расхода.

[MANN]

а нужно ли вам давление на производстве выше 8 кг и сколько пара вам вообще надо? существуют РОУ, клапана, шайбы- выбирайте что душе угодно. Главное не то что пришло к потребителю а то что на границе ответственности -это стена котельной обычно)).

Предварительный расход пара 3 т/ч...
По давлению 8 кг взято с аналога на котельную.. Если правильно понимаю, по таблицам насыщенного пара Ризб=8 кг, Т=175С... Полагаю эти параметры стандартные для паровых котлов, поэтому предварительно закладываю такие... Но давление у потребителей необходимо 3 кг, вот и вопрос как получить необходимое давление у потребителей и правильно ли выбраны параметры пара на выходе с котла

[T-rex]

Закладывали в проекте редукционный клапан + СППК у потребителей, где нужно редуцировать

[MANN]

Транспортировка пара всегда лучше с высоким давлением. Если речь о существенных расстояниях. Диаметры труб ниже, дешевле строительные работы, теплоизоляция и пр. Редуцирование в таком случае непосредственно перед потребителями. Простой редукционный клапан + предохранительный клапан. Вручную или шайбой не сильно удобно, потому что, персоналу придется следить самостоятельно за давлением и регулировать его в зависимости от величины нагрузки. Шайба - это постоянное, то есть неизменяемое сечение. Следовательно, давление за ней меняется при изменении расхода.

Можете выложить схему с редукционным и предохранительным клапаном? Пока не совсем представляю как должен срабатывать предохранительный клапан и куда производится сброс? Ещё полагаю должна быть отключающая задвижка перед редукционным

Закладывали в проекте редукционный клапан + СППК у потребителей, где нужно редуцировать

Можете выложить схему с проекта? Куда идет сброс с СППК?

[Иркутск]

Предварительный расход пара 3 т/ч...
По давлению 8 кг взято с аналога на котельную.. Если правильно понимаю, по таблицам насыщенного пара Ризб=8 кг, Т=175С... Полагаю эти параметры стандартные для паровых котлов, поэтому предварительно закладываю такие... Но давление у потребителей необходимо 3 кг, вот и вопрос как получить необходимое давление у потребителей и правильно ли выбраны параметры пара на выходе с котла

вам тогда проще купить парогенератор, такой же как передвижной только стационарный или электрический паровой котёл

Можете выложить схему с редукционным и предохранительным клапаном? Пока не совсем представляю как должен срабатывать предохранительный клапан и куда производится сброс? Ещё полагаю должна быть отключающая задвижка перед редукционным

Можете выложить схему с проекта? Куда идет сброс с СППК?

клапан пружинный или тот что с грузами-раз оттарировал и забыл. в вашем случае выхлоп скорее всего в атмосферу

[gilepp]

Можете выложить схему с редукционным и предохранительным клапаном? Пока не совсем представляю как должен срабатывать предохранительный клапан и куда производится сброс? Ещё полагаю должна быть отключающая задвижка перед редукционным

Схема во вложении. Не только на входе, но и на выходе (запорная) и обводной линии (запорно-регулирующая).
Сброс пара от предохранительного клапана в атмосферу выводится в безопасное место.

Прикрепленные файлы

 164ACDE2_520D_4FA7_A49D_77A29BEFDBFE.png ( 224,9 килобайт ) Кол-во скачиваний: 35

 

[MANN]

вам тогда проще купить парогенератор, такой же как передвижной только стационарный или электрический паровой котёл



клапан пружинный или тот что с грузами-раз оттарировал и забыл. в вашем случае выхлоп скорее всего в атмосферу

Дело в том что котельная планируется с паровыми и водогрейными котлами... Паровые на технологические нужды, водогрейные на обогрев резервуаров и др. зданий и сооружений

[MANN]

Схема во вложении. Не только на входе, но и на выходе (запорная) и обводной линии (запорно-регулирующая).
Сброс пара от предохранительного клапана в атмосферу выводится в безопасное место.

Спасибо за схему... Примерно такую и представлял, но не учитывал конденсатоотводчики... При таком варианте делать отдельные узлы редуцирования у каждого резервуара дорого получается... Полагаю нужно по возможности объединять паропроводы на какие-то группы резервуаров и делать один общий узел редуцирования на одну группу?
Также ещё появляется вопрос по отводу конденсата... Возврата конденсата в данном проекте не планируется, куда тогда сбрасывать конденсат? По-видимому вариант сбрасывать через колодец-охладитель в канализацию? Но это дополнительные мероприятия по системе канализации...
Что-то сложная система получается для пропарки резервуаров

Транспортировка пара всегда лучше с высоким давлением. Если речь о существенных расстояниях. Диаметры труб ниже, дешевле строительные работы, теплоизоляция и пр. Редуцирование в таком случае непосредственно перед потребителями. Простой редукционный клапан + предохранительный клапан. Вручную или шайбой не сильно удобно, потому что, персоналу придется следить самостоятельно за давлением и регулировать его в зависимости от величины нагрузки. Шайба - это постоянное, то есть неизменяемое сечение. Следовательно, давление за ней меняется при изменении расхода.

Протяженность от котельной до самой дальней точки паропровода ориентировочно 400 м

[T-rex]

Вы под строящийся резервуарный парк хотите котельную построить, чтобы раз в два года резервуары пропаривать? У заказчика видимо ооооочень много денег. Одно дело на НПЗ/НХЗ когда уже есть сеть пароснабжения всего предприятия, там можно делать трубопроводы пара в резпарках. Но на нефтебазах никогда такого не видел. Как сказали выше - закладывайте в проект покупку ППУ и теплый гараж под нее

Предложенная схема норм, примерно так и делали. Конденсатоотводчик с высокой стороны обязательно, иначе подводящий коллектор замёрзнет. По низкой стороне конденсатоотвод мы не ставили - короткий участок был, типа отключат, продают воздухом. Объединять узлы редуцировани в группы по группам резервуаров логично правильно

Возврат конденсата - это инвестиция, т.е. решение, которое зарабатывает

[MANN]

Вы под строящийся резервуарный парк хотите котельную построить, чтобы раз в два года резервуары пропаривать? У заказчика видимо ооооочень много денег. Одно дело на НПЗ/НХЗ когда уже есть сеть пароснабжения всего предприятия, там можно делать трубопроводы пара в резпарках. Но на нефтебазах никогда такого не видел. Как сказали выше - закладывайте в проект покупку ППУ и теплый гараж под нее

Предложенная схема норм, примерно так и делали. Конденсатоотводчик с высокой стороны обязательно, иначе подводящий коллектор замёрзнет. По низкой стороне конденсатоотвод мы не ставили - короткий участок был, типа отключат, продают воздухом. Объединять узлы редуцировани в группы по группам резервуаров логично правильно

Возврат конденсата - это инвестиция, т.е. решение, которое зарабатывает

Да, проектируется резервуарный парк в составе НПЗ... Резервов мощности существующей системы теплоснабжения не хватает, поэтому предусматривается новая котельная. Кроме резервуаров будут пропариваться емкости и насосы в насосных нефтепродуктов. С одной стороны нерационально получается паровые котлы только для пропарки оборудования и резервуаров, но с другой стороны - удобно когда система пароснабжения постоянно готовая к выработке пара без дополнительных действий (заказчику так нужно).

Думаю наверное надо все-таки в пределах котельной предусматривать редуцирование пара до 0,3 МПа и всю сопутствующую запорно-регулирующую арматуру (редукционный клапан, фильтр, регулирующий клапан на байпасе, отключающие задвижки и конденсатоотводчики), а в точках потребления пара только отключающие задвижки и конденсатоотводчики перед подъемами трубопроводов... В конечных точках у потребителей думаю конденсатоотводчики перед задвижками не нужны - полагаю при открытии задвижки сначала конденсат вылетит из шланга, потом пар пойдет - это же нормальная практика?

Теперь надо сделать гидравлический расчет... Впервые у меня такая задача... Подскажите, по какой методике считаете гидравлику паропроводов? По справочнику Николаева?

[T-rex]

Вам уже сказали выше - редуцировани нужно делать у потребителей, иначе растет металлоемкость системы паропроводов. Как бы там ни было, редуцировани в голове или в хвосте, если паропроводы будут постоянно под давлением, то конденсатоотводчик у потребителей нужны. Это предотвратит паропровод от замораживания.
То есть я бы предложил - сеть пара 8 АТМ, редуцирование (ели действительно требуется) и КО у потребителей, сеть возврата конденсата.
Кстати, что за нормы требуют пар не более 3 АТМ? Резервуар оторвёт крышу что при 3 АТМ, что при 8. У нас редуцирования нет, кроме ручных задвижек. Как вариант, ставить ручное редуцирование, в проекте указывать необходимость выдерживать давление пара на проработку операторами с записью в инструкциях

[MANN]

Вам уже сказали выше - редуцировани нужно делать у потребителей, иначе растет металлоемкость системы паропроводов. Как бы там ни было, редуцировани в голове или в хвосте, если паропроводы будут постоянно под давлением, то конденсатоотводчик у потребителей нужны. Это предотвратит паропровод от замораживания.
То есть я бы предложил - сеть пара 8 АТМ, редуцирование (ели действительно требуется) и КО у потребителей, сеть возврата конденсата.
Кстати, что за нормы требуют пар не более 3 АТМ? Резервуар оторвёт крышу что при 3 АТМ, что при 8. У нас редуцирования нет, кроме ручных задвижек. Как вариант, ставить ручное редуцирование, в проекте указывать необходимость выдерживать давление пара на проработку операторами с записью в инструкциях

Согласен, что при высоком давлении пара меньше металлоемкость системы паропроводов, но вопрос в необходимости узлов редуцирования неоднозначен... У меня есть аналог проекта с паропроводами на пропарку - там у потребителей только ручные задвижки, при этом рабочее давление указано 0,6 МПа и температура 174..175 (при этом по табл. насыщенного пара при давл. 0,6 МПа температура должна быть 165 С) и редуцирование отсутствует... Также паропровод предусмотрен без возврата конденсата... Да и конденсатоотводчиков у потребителей нет... В этом же проекте указано - пар на пропарку подается давлением не более 0,3 МПа... И судя по всему редуцирование производится ручными задвижками - хотя даже манометров нет у задвижки - так что вопрос о редуцировании остается загадкой
Также в этом же проекте-аналоге приняты паровые котлы Е 2,5-0,9 у которых избыточное давление 0,8 МПа - пока непонятно как на выходе из котельной получается 0,6 МПа, если по паровой схеме нет редуцирования в котельной ? Ну это так к слову, может кто-то прояснит ситуацию по регулировке давления пара на выходе из котлов? Но полагаясь на таблицы насыщенного пара у котлов Е 2,5-0,9 должен быть пар 0,8 МПа и температура 175 С....

В моём случае предварительно производительность парового котла 3 т/ч... Предположим будет паровой котел ТТ-200 с Ризб.=0,8 МПа и Т=175 С. Вот исходя из этих исходных данных возникает вопрос о редуцировании пара...

По поводу 3 АТМ взято из:
ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОАО "НК "РОСНЕФТЬ" 28.01.2004 г.:
4.4.2 При разогреве горячей водой или паром
Пар подается по паровым трубам (рукавам) диаметром 50-63 мм. Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80% от температуры самовоспламенения нефтепродукта
8.3 В процессе доведения работ по зачистке резервуара необходимо помнить:
- пар на пароэжектор и на линию пропарки должен подаваться от линии, имеющей редукционный клапан, отрегулированный на 3 кг/см2;

[Иркутск]

Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80% от температуры самовоспламенения нефтепродукта

3 кгс/см2 = 132^оС
132^оС -80%=105^о
t- вспышки мазута (топочного битума)=92^оС.

Ну и так же не совсем понятно зачем в котельной разные котлы когда можно сделать всю систему отопления (через паро-водяной подогреватель) и пропарки паровой

[shvet]

@MANN

1/ По проектированию теплотехники на НПЗ тонна отраслевой нормативки, включая типовые узлы на все случаи жизни. Всё доступно в интернете. Почему используете картинки из анонимного форума, а не опыт/практики ведущих институтов? Это первый объект Вашего нанимателя в НПЗ? См. нормали Р-ТТ-01, Р-ТТ-02, Р-ОЗ-01 и т.д. Комплект можно найти здесь:
\Нормативка\Электронные\Русскоязычные\Внутренние указания, руководства, нормали\
\Нормативка\Электронные\Русскоязычные\РТМ, РД, ВСН\
https://www.proektant.org/index.php/topic,3....html#msg309375

Для инфо - Роснефть не одна такая, рекомендации использовать пар 2-3 бари часто попадались в русско- и англоязычных нормалях/стандартах/правилах.

2/ По опыту - материальное исполнение и толщина стенки паропровода 3 или 8 бари будет одинаковой, а диаметр/металлоёмкость в разы выше. Давление пара в резервуаре при пропарке будет 1 бара независимо от будет давление пара в паропроводе 3 или 8 бари, иначе разорвёте резервуар. Если котёл расположен вплотную к резервуарам, то разница в стоимости незначительная (учитывая стоимость узла редуцирования). Но если котёл/парогенератор будет расположен вплотную, то почему ему не быть передвижным парогенератором?

3/ Почему не учитываете локальный перегрев резервуара? Собираетесь подавать пар с температурой 175°С, а какая расчётная температура внутренних труб/распорок/стенки/понтнона/крыши резервуара? На примере понтона - понтон погнёт при разогреве? При пропарке стремятся разогреть металл до температуры порядка 70°С - может Роснефть пытается избежать перегрева, ведь резервуарные парки не рассчитаны на высокие температуры хранения. Если резервуар выдерживает разогрев до 175°С, то что за нефтепродукт такой? Деасфальтизат?
Обратите внимание, что большинство общепромышленных полимерных материалов деформируются после разогрева выше порядка 120°С, а литые детали (например чугунные) лопаются от быстрого или неравномерного разогрева.

4/ Путаница в проектных значения паровой системы частая ситуация. По опыту в нефтянке к пару низкого давления относятся с пренебрежением по остаточному принципу и не корректируют уже выданные документы, т.к. работать всё равно будет одинаково.

5/ Ручной арматурой у потребителей регулируют расход пара, не давление.

6/ Резервуары имеют обогрев или пароспутники? Есть паротушение? Пар используете только для пропарки?

7/ Проектируете очередной парк на НПЗ, на котором действует развитая паровая система, но закладываете в проект стационарную котельную, которую будут включать только для пропарки только резервуаров только раз в пару лет? о_О У нас за такое расстреливают перед строем. Можете с этого места прокомментировать подробней? Вот как можно подробней.

8/ Контакт насыщенного пара с нефтепродуктом опасен - см. п. 8.5 ГОСТ ГОСТ 31610.32-1-2015. Встречал предприятия, которые запрещали использовать насыщенный и мятый парк для пропарки, чтобы исключить человеческий фактор. Обратите внимание, что использование насыщенного пара для чистки резервуаро-подобного оборудования запрещено многими международными правилами. Для примера см. п. 6.5 CLC/TR 50404:2003, п. 3.1.2 ISGINTT, п. 33.с CS 15. Не верите - почитайте как взорвали танкер (см. п. 9 BP's Process Safety Series "Hazard of Steam").
Все документы можете найти поиском по ссылке выше.

Сообщение отредактировал shvet - 9.1.2023, 8:29

[shvet]

Подскажите, по какой методике считаете гидравлику паропроводов? По справочнику Николаева?

Спрашиваете расчёт гидравлики или выбор скорости? См. на выбор:
- Р-ТТ-01-2005 п. 1.5
- РТМ-IIЛ-1-73
- Crane TP410
- онлайн калькуляторы, в т.ч. мобильные, например
https://www.armstronginternational.com/reso...ype-calculator/
https://www.spiraxsarco.com/resources-and-design-tools
http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html
http://pipeng.com/index.php/ts/itdiixhome/
https://www.lmnoeng.com/
https://engineeringnation.com/pipe/
https://www.tlv.com/global/TI/calculator/
- профильные программы для расчёта труб и в частности пара/конденсата, например
https://www.aft.com/products/fathom
https://www.sunrise-sys.com/
https://wonderware.ru/pdf/invensys/WW_broch...ANT_en_1210.pdf
Гугл забит номограммами, калькуляторами, эксель-таблицами, программами и т.п. для пара. Бесплатными и не очень, простыми и сложными, графическими и табличными. Для расчёта пропарки подойдёт любое, т.к. требуемая точность +/- километр. Гуглите и будет Вам счастье. Варез можно найти на форуме lavteam.

Также покажутся полезными нормали:
- Samsung SEM-9433
- Shell DEP 31.38.01.11
- Technip PEDG P1 S1 SS1.2
- Total GP EP ECP 103
- JGC 210-120-1-37
- табл. 13.1 СТО Газпром 1.8-001
и формулы в книге по ссылке.

Всё можно найти поиском по ссылке выше.

Сообщение отредактировал shvet - 9.1.2023, 14:08

[shvet]

Если хотите супер-пупер точность, то считайте по Идельчик + ГСССД 147 + ГСССД 776. Или по IAPWS вместо ГСССД.

[shvet]

Забыл - скорости ещё есть в табл. 4 ВНТП 81-85.

[MANN]

3 кгс/см2 = 132^оС
132^оС -80%=105^о
t- вспышки мазута (топочного битума)=92^оС.

Ну и так же не совсем понятно зачем в котельной разные котлы когда можно сделать всю систему отопления (через паро-водяной подогреватель) и пропарки паровой

В расчет принимаем температуру самовоспламенения нефтепродукта, которая более 300С

Полагаю, заказчик предпочитает такой вариант (отдельные водогрейные и паровые котлы) для надежности системы теплоснабжения в целом: кроме основной системы отопления/теплоснабжения планируются ещё отдельные теплообменники для системы теплоспутников с раствором этиленгликоля - это на водогрейных котлах; паровые будут включаться только на пропарку

Сообщение отредактировал MANN - 10.1.2023, 20:42

[MANN]

@MANN

1/ По проектированию теплотехники на НПЗ тонна отраслевой нормативки, включая типовые узлы на все случаи жизни. Всё доступно в интернете. Почему используете картинки из анонимного форума, а не опыт/практики ведущих институтов? Это первый объект Вашего нанимателя в НПЗ? См. нормали Р-ТТ-01, Р-ТТ-02, Р-ОЗ-01 и т.д. Комплект можно найти здесь:
\Нормативка\Электронные\Русскоязычные\Внутренние указания, руководства, нормали\
\Нормативка\Электронные\Русскоязычные\РТМ, РД, ВСН\
https://www.proektant.org/index.php/topic,3....html#msg309375

Для инфо - Роснефть не одна такая, рекомендации использовать пар 2-3 бари часто попадались в русско- и англоязычных нормалях/стандартах/правилах.

2/ По опыту - материальное исполнение и толщина стенки паропровода 3 или 8 бари будет одинаковой, а диаметр/металлоёмкость в разы выше. Давление пара в резервуаре при пропарке будет 1 бара независимо от будет давление пара в паропроводе 3 или 8 бари, иначе разорвёте резервуар. Если котёл расположен вплотную к резервуарам, то разница в стоимости незначительная (учитывая стоимость узла редуцирования). Но если котёл/парогенератор будет расположен вплотную, то почему ему не быть передвижным парогенератором?

3/ Почему не учитываете локальный перегрев резервуара? Собираетесь подавать пар с температурой 175°С, а какая расчётная температура внутренних труб/распорок/стенки/понтнона/крыши резервуара? На примере понтона - понтон погнёт при разогреве? При пропарке стремятся разогреть металл до температуры порядка 70°С - может Роснефть пытается избежать перегрева, ведь резервуарные парки не рассчитаны на высокие температуры хранения. Если резервуар выдерживает разогрев до 175°С, то что за нефтепродукт такой? Деасфальтизат?
Обратите внимание, что большинство общепромышленных полимерных материалов деформируются после разогрева выше порядка 120°С, а литые детали (например чугунные) лопаются от быстрого или неравномерного разогрева.

4/ Путаница в проектных значения паровой системы частая ситуация. По опыту в нефтянке к пару низкого давления относятся с пренебрежением по остаточному принципу и не корректируют уже выданные документы, т.к. работать всё равно будет одинаково.

5/ Ручной арматурой у потребителей регулируют расход пара, не давление.

6/ Резервуары имеют обогрев или пароспутники? Есть паротушение? Пар используете только для пропарки?

7/ Проектируете очередной парк на НПЗ, на котором действует развитая паровая система, но закладываете в проект стационарную котельную, которую будут включать только для пропарки только резервуаров только раз в пару лет? о_О У нас за такое расстреливают перед строем. Можете с этого места прокомментировать подробней? Вот как можно подробней.

8/ Контакт насыщенного пара с нефтепродуктом опасен - см. п. 8.5 ГОСТ ГОСТ 31610.32-1-2015. Встречал предприятия, которые запрещали использовать насыщенный и мятый парк для пропарки, чтобы исключить человеческий фактор. Обратите внимание, что использование насыщенного пара для чистки резервуаро-подобного оборудования запрещено многими международными правилами. Для примера см. п. 6.5 CLC/TR 50404:2003, п. 3.1.2 ISGINTT, п. 33.с CS 15. Не верите - почитайте как взорвали танкер (см. п. 9 BP's Process Safety Series "Hazard of Steam").
Все документы можете найти поиском по ссылке выше.

1) В моей практике это первый опыт проектирования с нуля такого объекта в таком объеме; Я бы рад использовать опыт ведущих институтов, но где взять типовые проекты (или просто проекты-аналоги)... По поводу норм на проектирование НПЗ да, спасибо, отрыл для себя несколько новых нормативных документов... Р-03-01 мне уже был известен по которому приняты некоторые решения
На данный момент я только в Роснефти видел ограничение давления пара на пропарку

2) Согласно Р-03-01 п.13.4 пар на пропарку следует подавать в трубопроводе диаметром не менее 75 мм для резервуаров объемом более 2000 м3 (мой случай) - следовательно уже 89 труба... Но если задать необходимый объем пара 2 т/ч по этим же нормам, то труба получается 108 для обеспечения скорости пара не более 30 м/с. По поводу 1 бар в резервуаре при пропарке не понял - интересно откуда такая цифра. Котел расположен на расстоянии от резервуара. Почему не использовать передвижной парогенератор - вопрос хороший. Пар также используется для пропарки технологического оборудования (насосы), наверное арматура, емкости - по-видимому это частые пропарки в производстве, поэтому нужна постоянно действующая система пароснабжения

3) Согласно того же Р-03-01 пар необходимо подавать в резервуар чтобы поднять температуру газов внутри резервуара до 60-70С... Пар на резервуары собираюсь подавать с Ризб.=0,3 МПа и Т=143,7 С... Вопрос в том где произвести редуцирование пара до Р=0,3 МПа (на данный момент придерживаюсь варианта сделать всё редуцирование в границах котельной). Температура самовоспламенения нефтепродукта более 300 С

4) Возможно

5) Согласен, поэтому необходимо редуцирование. И для регулирования расхода нужна запорно-регулирующая или регулирующая арматура

6) Резервуары имеют обогрев теплоносителем водой. Пар используется только для пропарки

7) Заказчику так надо. У меня тоже возникает вопрос, как система пароснабжения будет работать - получается периодически при открытии задвижек у потребителей, т.е. в системе должно поддерживаться постоянное давление и производиться постоянный отвод конденсата?

8) Тут не знаю что можно утверждать, но расчетная температура пара меньше температуры самовоспламенения нефтепродукта.. И тот же Р-03-01 распространяется на резервуары для хранения ЛВЖ, ГЖ, СУГ

[shvet]

Напомню:
- обсуждаем гипотетические резервуары в гипотетическом парке гипотетического НПЗ в гипотетическом регионе
- цель пропарки разогреть металл до 60-70°С, чтобы испарить летучие остатки и дегазировать нелетучие
- задавать вопросы нормально (начиная с вопросов себе), нет вопросов у оператора ксерокса, который работает за еду, а настоящему инженеру платят и на них охотятся
Это важно.

1) В моей практике это первый опыт проектирования с нуля такого объекта в таком объеме;

Вы первый и единственный инженер в организации? Есть руководитель? Кто-то раньше в организации занимался теплотехникой нефтянки? Где эти люди?
Или задачу ставят "бери больше, бросай дальше"? В последнем случае зачем тратите время на качество проекта? Если всё настолько плохо, то почему там работаете?

1) ... Я бы рад использовать опыт ведущих институтов, но где взять типовые проекты (или просто проекты-аналоги)...

Также как и остальные - гуглить, общаться, обмениваться. Как думаете мне эта библиотека досталась в наследство?
На примере Вашего проекта - это первые резервуары на этом НПЗ? Завод не может поделиться проектами других парков? Не могут попросить проекты у товарищей на соседних НПЗ и в проектных институтах? Этот НПЗ на Луне? Вы сам единственный инженер на 1000 км вокруг? Так не бывает. Кто хочет - ищет возможности, кто не хочет - оправдания.

Для инфо - по моему опыту типовые проекты "в долгую" это зло. Тактика "мы так делали всегда" это рак, съедающий "совковые" проектные институты.

1) ... На данный момент я только в Роснефти видел ограничение давления пара на пропарку

Навскидку:
- Р-ТТ-01 табл. 1 п. 4 - пар 3-6 бари применяется для пропарки оборудования (к слову - если посмотрите на температуру в этом пункте, то увидите ошибку, давление д.б. 2 бари).
- CS 15 п. 32 - the use of steam supplied at 2 barg will normally be adequate
В основном попадались цифры 3 бари.

Тепловые расширения и повреждение чувствительных деталей при пропарке извечная проблема условно-холодных труб и оборудования сложной конструкции, в особенности труб большого диаметра с низкой самокомпенсацией. Это извечный предмет споров в проектных институтах между монтажниками и технологами как и когда учитывать пропарку. Поэтому чем меньше температура пара, тем меньше проблем.

2) Согласно Р-03-01 п.13.4 пар на пропарку следует подавать в трубопроводе диаметром не менее 75 мм для резервуаров объемом более 2000 м3 (мой случай) - следовательно уже 89 труба... Но если задать необходимый объем пара 2 т/ч по этим же нормам, то труба получается 108 для обеспечения скорости пара не более 30 м/с.

Пар из трубы выходит в резервуар сухим, так? Вы же не хотите взорвать резервуар статически электричеством? Значит проблемы эрозии трубы нет. Значит скорость в трубе ограничена гидравлическим сопротивлением сети. Значит приемлемая скорость на входе в резервуар любая до-звуковая с числом Маха ниже порядка 0,5-0,75. Значит труба на входе в резервуар может быть любым диаметром больше 75 мм, лишь бы общие гидравлические сопротивления сети от котла до выпусконого сопла позволили пропустить 2-3 т/ч.
Путаете горячее с красным. Р-ОЗ-01 говорит про вход в резервуар, а Вы применяете к нему оптимальную скорость во всей паровой сети.

2) ... По поводу 1 бар в резервуаре при пропарке не понял - интересно откуда такая цифра.

Путаете бара и бари. То же про "оторвать крышу резервуара" выше писал T-rex.

2) ... Котел расположен на расстоянии от резервуара. Почему не использовать передвижной парогенератор - вопрос хороший. Пар также используется для пропарки технологического оборудования (насосы), наверное арматура, емкости - по-видимому это частые пропарки в производстве, поэтому нужна постоянно действующая система пароснабжения

Резервуары пропариваются раз в 2 года (T-rex писал выше), насосы (по опыту) не чаще раз в несколько месяцев, трубы аналогично. Получается водопровод деми-воды, котельную и паропровод будут расконсервировать 1 раз в 2-6 месяца, включать, разогревать, парить несколько часов (труба, насос) или дней (резервуар), охлаждать, дренировать, консервировать. Это издевательство над оборудованием. При этом в километре от котельной/парка проходит магистральный паропровод МЦК, для которого периодический отбор в 2-3 т/ч и не заметят, а между МЦК и котельно/парком уже ходят такие же сети. Или завод про это решение ещё не знает, или что-то здесь не так.

Для инфо - многие модели насосов не выдерживают пропарку. Вам бы выяснить.

3) Согласно того же Р-03-01 пар необходимо подавать в резервуар чтобы поднять температуру газов внутри резервуара до 60-70С... Пар на резервуары собираюсь подавать с Ризб.=0,3 МПа и Т=143,7 С... Вопрос в том где произвести редуцирование пара до Р=0,3 МПа (на данный момент придерживаюсь варианта сделать всё редуцирование в границах котельной). Температура самовоспламенения нефтепродукта более 300 С

Дешевле магистраль пройти средним давлением, редуцировать у группы потребителей и индивидуально разойтись низким давлением.
Обратите внимание, что на типовых схемах отбор на пропарку и на сервисные узлы из общей сети, обычно обогрева, т.е. выделенные системы на пропарку стараются не делать.

5) Согласен, поэтому необходимо редуцирование. И для регулирования расхода нужна запорно-регулирующая или регулирующая арматура

Пропарку не регулируют. Сколько не попадёт в потребитель, всё хорошо. Если и регулируют, то "много-мало", а для этого достаточно задвижки. Цифра 2-3 т/ч это минимум по опыту, по факту если подадите 10-15 т/ч в резервуар, то он прогреется за 15 часов вместо 35 часов.

Почему не хотите поговорить с эксплуатацией? Они научат что и как им нужно. Зачем проектируете по бумажкам и форумам? Живой человек всегда лучше. Если это первый Ваш объект в нефтянке, то как учиться из кабинета? Приходите такие: "Мужики, я в первый раз. Пойдём покажете что тут куда засовывают и как делать не стоит."

Для инфо - эксплуатация не любит неполнопроходную арматуру на периодических паровых сетях, т.к. приходится часто чистить. Особенно будет раздражать если для этого придётся снимать голову.

7) Заказчику так надо. У меня тоже возникает вопрос, как система пароснабжения будет работать - получается периодически при открытии задвижек у потребителей, т.е. в системе должно поддерживаться постоянное давление и производиться постоянный отвод конденсата?

Постоянно для такого объекта дорого, т.к. придётся делать коллектор сбора и возврата конденсата, конденсатную станцию и тратить топливо на теплопотери месяцами. Удобно, дорого. Постоянное и периодическое пароснабжение парка это два принципиально разных проекта, как в натуре, так и в деньгах.

Для инфо - многие объекты в пост-СССР заливают деньгами и на них подобное не редкость.

8) Тут не знаю что можно утверждать, но расчетная температура пара меньше температуры самовоспламенения нефтепродукта.. И тот же Р-03-01 распространяется на резервуары для хранения ЛВЖ, ГЖ, СУГ

Путаете самовоспламенение и воспламенение от коронарного разряда. Во втором случае достаточно чтобы смесь паров и воздуха была разогрета выше температуры вспышки в закрытом тигле, а безопасней не выше 80% от этой величины.

И тот же Р-03-01 распространяется на резервуары для хранения ЛВЖ, ГЖ, СУГ - Мысль не понятна

Для инфо - состав паров может (и делает) сильно отличаться от состава жидкости, т.к. сначала испаряются легкокипящие компоненты.

Сообщение отредактировал shvet - 11.1.2023, 8:42

[shvet]

Для инфо, перевод мой

NFPA 77-2014
14.3 Cleaning Vessels and Tanks.
...
14.3.3 Steam Cleaning.
Steam cleaning can create very large charge densities with correspondingly large space charge potentials that increase with the size of the vessel. Therefore, the following precautions should be taken:
(1) Vessels larger than 4 m3 should be inerted before steam cleaning.
(2) All components of the steaming system should be conductive and grounded.
(3) All conductive components of the vessel should be bonded and grounded.

14.3 Очистка емкостей и резервуаров.
...
14.3.3 Пропарка.
Очистка паром может создавать очень большие плотности заряда с соответствующими большими потенциалами объемного заряда, которые увеличиваются с размером емкости. Следовательно, неоходимы следующие меры предосторожности:
(1) Ёмкости объёмом больше 4 м3 должны быть инертизированы перед пропаркой. [в данном случае продуты инертным газом]
(2) Все компоненты паровой системы должны быть электропроводящими и заземлены. [речь например про шланги]
(3) Все электропроводящие компоненты ёмкости должны быть соединены токопроводящими перемычками между собой и заземлены.

Сообщение отредактировал shvet - 11.1.2023, 14:26