Размещено на http://www.allbest.ru/

МиНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

ИНСТИТУТ МЕНЕДЖМЕНТА И БИЗНЕСА

Кафедра « Транспорт углеводородных ресурсов»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Эксплуатация нефтебаз и хранилищ»

Тема: Проектирование нефтебазы

Выполнил:

студент гр. НДб(до)зс-12-10(ЦДО)

Иванов Николай Юрьевич

Проверил:

Земенкова Мария Юрьевна

Тюмень 2015

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

2. КОМПОНОВКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА НЕФТЕБАЗЫ

4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

5. ПОДБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДОВ

7. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ «БОЛЬШИХ» ДЫХАНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Современные нефтебазы представляют собой сложный инженерно-технический комплекс, включающий здания и сооружения, трубопроводы, резервуары, насосные станции и специальное оборудование, предназначенное для приема, хранения и реализации нефтепродуктов.

Значение отдельных нефтебаз в системе нефтеснабжения определяется составом потребителей, транспортными связями, объемом товарооборота, резервуарного парка для хранения нефти и нефтепродуктов и другими факторами.

Операции, осуществляемые нефтебазами, условно разделяются на основные и вспомогательные.

Основные операции - прием нефтепродуктов, доставляемых любыми видами транспорта; хранение; реализация, как мелкими партиями, так и крупными в железнодорожные цистерны, наливные суда и по трубопроводам; замер; учет; определение качества нефтепродуктов и оформление товарно-транспортной документации. При выполнении основных операций производят различные внутрискладские и перегрузочные работы, а также при необходимости разогрев нефтепродуктов.

Вспомогательные операции - прием и регенерация отработанных масел; очистка и обезвоживание нефтепродуктов; смешение масел и топлив для восстановления их качеств; очистка нефтесодержащих промышленных стоков; ремонт технического оборудования, зданий и сооружений; ремонт и изготовление тары; эксплуатация котельных, транспортных и энергетических устройств.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Функция нефтебазы - распределение.

Объем резервуарного парка - 20 тыс. м³.

Ассортимент нефтепродуктов и их количество (% от общего объёма):

· А - 76 - 25%

· ДЛ - 75%

Доставка и отгрузка (вид транспорта): с железнодорожного на автомобильный.

Спец. Вопрос: сокращение потерь от испарения при хранении

1.Температура воздуха понадобится для определения расчётных данных. Задаваясь районом проектируемой нефтебазы городом Тюмень, берем по СНиПу “Строительная климатология” температуру самой холодной пятидневки (для гидравлического расчёта) и абсолютно максимальную (для определения давления насыщенных паров) соответственно:

Т= -37 ⁰С, Т_мах= +40 ⁰С.

2.Плотность нефтепродуктов с в зависимости от химического состава и температуры изменяется в пределах 700-1100 кг/м³. Пересчет плотности с одной температуры на другую производится по формулам:

где - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293К; - температурная поправка, которая рассчитывается по формуле:

а) Плотность автомобильного бензина А-76:

принимаем для А-76 с₂₉₃=780 кг/м³:

,

кг/м³,

кг/м³.

б) Плотность для дизельного топлива:

принимаем для ДЛ с₂₉₃=835 кг/м³:

,

кг/м³,

кг/м³.

3.Вязкость нефтепродуктов н является одной из наиболее важных свойств, влияющих на гидравлические сопротивления. Зависимость кинематической вязкости от температуры описывается формулами:

,

где н, н_* - кинематическая вязкость соответственно при температурах Т и Т_*, м²/с; u - показатель крутизны вискограммы, 1/К.

Чтоб его найти достаточно знать Т₁ и н₁:

.

а) Вязкость автомобильного бензина А-76.

принимаем для А-76 н₂₉₃=0,0058·10^-4 м²/с и н₃₀₃=0,0052^-4 м²/с:

,

м²/с = 0,011 Ст = 1,09 сСт,

м²/с = 0,0047 Ст = 0,47сСт.

б) Вязкость дизельного топлива ДЛ

принимаем для ДЛ н₂₈₃=0,08·10^-4 м²/с и н₂₉₃=0,06·10^-4 м²/с:

,

м²/с = 0,313 Ст = 31,3 сСт,

м²/с = 0,034 Ст = 3,4 сСт.

4.Давление насыщенных паров Р_S для нефтепродуктов при температуре Т_мах, с достаточной точностью определяется по формуле:

,

где Р₃₈ - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду.

а) Давление насыщенных паров автомобильного бензина А-76:

принимаем для А-76 Р₃₈=66,7 кПа:

.

б) Давление насыщенных паров дизельного топлива ДЛ:

принимаем для ДЛ Р₃₈=1 кПа:

2. КОМПОНОВКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Тип резервуаров и их число определяются с учетом обеспечения необходимой оперативности нефтебазы при заданных условиях эксплуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров, а также требования о минимальном расходе металла и других материалов на сооружение резервуаров нефтебазы. Резервуары выбирают по возможности однотипные по конструкции, однако с обязательным условием, чтоб обеспечивалось хранение в них нефтепродуктов при минимальных потерях от испарения. Обычно для одного сорта нефти и нефтепродукта предусматривают не менее двух резервуаров из соображений отстоя воды и проведения работ по зачистке резервуаров, а также на случай совмещения операций по приему и откачке нефтепродуктов из резервуаров.

Оптимальные количество и объем резервуаров выбирается в зависимости от суммарного полезного объема резервуаров V_полез, определяемого по формуле:

,

где V_гоем,i - геометрический объем i^ого резервуара; к_и - коэффициент использования резервуара, принимается в зависимости от типа и объема резервуара.

Должно выполняться условие:

,

где 5% приходится на газовое пространство.

Подбор резервуаров для хранения А-76.

Исходя из задания на проектирование, автомобильный бензин А-93 занимает 25% от общего объема резервуарного парка V_р.п = 20000 м³:

м³.

Наиболее эффективно хранить данный нефтепродукт в резервуарах стальных с понтоном или плавающей крышей, чтобы сократить потери от испарения.

Рассмотрим вариант резервуаров с понтоном номинальным объемом: 3000 м³-2шт.

Геометрический объем резервуаров и значения коэффициента использования составляют соответственно: 3370 м³ и 0,81.

м³;

- условие.

-условие не выполняется.

Последующий подбор резервуаров аналогичен и представлен в таблице 1.

Таблица 1.

Номинальный объем, м3	Кол-во	Геометрический объем, м3	КИ	Полезный объем, м3	Выполнение условия*
3000	2	3370	0,81	5459,4	нет
2000	3	2157	0,81	5241,5	да
3000 2000	1 1	3370 2157	0,81	4476,9	нет

* Объем газового пространства не должен превышать 5% объема резервуарного парка для одного нефтепродукта.

Оптимальным вариантом для хранения бензина А-76 V_р.п = 5000 м³ являются:

три резервуара V = 2000 м³ .

Подбор резервуаров для хранения ДЛ.

Исходя из задания на проектирование, дизельное топливо занимает 75% от общего объема резервуарного парка:

м³.

Подбор производится аналогично подбору резервуаров для хранения А-76.

Должно выполняться условие:

.

Подбор резервуаров представлен в таблице 2.

Таблица 2.

Номинальный объем, м3	Кол-во	Геометрический объем, м3	КИ	Полезный объем, м3	Выполнение условия
5000	4	4866	0,81	15757	нет
3000	6	3370	0,81	16378	нет
10000 5000	1 1	10950 4866	0,84 0,81	13248	нет
10000 3000	1 2	10950 3370	0,84 0,81	15938	нет
10000 2000	1 4	10950 2157	0,84 0,81	15389	да

Оптимальным вариантом для хранения ДЛ V_р.п = 15000 м³ являются: четыре резервуара V = 2000 м³ и один резервуар V = 10000 м³ .

По строительным нормам и правилам расстояние между стенками наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в одной группе, принимают равными: для резервуаров с понтоном 0,65 диаметра, но не более 30 м. Расстояние между стенками ближайших наземных резервуаров, расположенных в соседних группах, принимают 40 м.Объем группы наземных резервуаров в одном обваловании не должен превышать 20.000 м³. Расстояние от стенки резервуара до обвалования составляет не менее 3 м. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами обвалования или ограждающими стенками, принимается равным для отдельно стоящих резервуаров полному объему резервуара, а для группы резервуаров - объему большего резервуара.

Высота обвалования равна:

,

где V_геом - геометрический объём самого большого резервуара, м³; К_и - коэффициент использования; a,b-стороны обвалования, м; d-диаметр резервуаров, м; n-количество резервуаров в группе, без учета резервуара, из которого вытекла жидкость.

Определим высоту обвалования резервуаров, которые расположим в двух группах: в первой - бензин, а во второй - дизельное топливо.

а) Расчет высоты обвалования резервуарного парка для хранения А-76.

м.

б) Расчет высоты обвалования резервуарного парка для ДЛ.

м.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА НЕФТЕБАЗЫ

Графически изображённая система трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, обеспечивающая одновременно их приём и отпуск с необходимой пропускной способностью в зависимости от назначения нефтебазы, внутрибазовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом, закреплённым за данной группой нефтепродуктов, и сохранения качества нефтепродуктов, называется схемой технологических трубопроводов. При проектировании объектов технологического назначения необходимо руководствоваться «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)». Правильно составленная схема является основой для эффективной эксплуатации нефтебазы. При ее разработке необходимо предусматривать возможность для дальнейшего развития базы.

Количество трубопроводов и насосов зависит от ассортимента нефтепродуктов, необходимой пропускной способности по приему и отпуску, одновременности технологических операций на нефтебазе. При проектировании схемы технологических трубопроводов необходимо предусматривать использование одного трубопровода для последовательной перекачки по нему (при условии опорожнения) нескольких нефтепродуктов входящих в состав одной и той же группы. На нефтебазах 1-ой группы схемы технологических трубопроводов бывают, как правило, двухпроводными, когда к каждому резервуару подходят два трубопровода. Двухпроводные сети обеспечивают маневренность в работе и проведение одновременно нескольких операции. Обвязка резервуаров технологическими трубопроводами должна предусматривать возможность перекачки нефтепродуктов из одного резервуара в другой в случае пожара или аварии. На схеме указывают: основное оборудование насосных станции, причалов, наружных трубопроводов, задвижки (которые нумеруются) и другую арматуру, обозначения и надписи.

Упрощенную схему генплана с нанесенными на ней трассами технологических трубопроводов и вертикальными отметками основных сооружений (резервуаров, насосных станций, фронтов слива-налива и т. д.) называют планом технологических трубопроводов. По плану определяют основные данные для гидравлических расчетов: длину и отметки начала и конца каждого трубопровода. Его разрабатывают с учетом прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, с минимальным количеством поворотов, параллельно друг другу и с уклонами, исключающими образование участков («карманов»), из которых нефтепродукты не могут быть слиты самотеком.

Для проведения погрузки и разгрузки нефтепродуктов при железнодорожных перевозках на нефтебазах сооружают специальные пути. Чаще всего это тупиковые пути, примыкающие к магистрали со стороны станционных путей. Железнодорожные нефтегрузовые тупики желательно расположить в наиболее низком (при наливе) участке территории нефтебазы. Железнодорожные пути на территории нефтебазы должны быть прямолинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движения цистерн при их погрузке.

Основным типом вагонов для перевозки нефтепродуктов являются железнодорожные цистерны. В данный момент наибольше распространение получили четырехосные железнодорожные цистерны объемом 60 м³.

Коэффициент оборачиваемости К_об характеризует степень загруженности иполноту использования объема резервуара. Он определяется как отношение годового грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы.

На основании опыта эксплуатации среднее значение коэффициента оборачиваемости для распределительных нефтебаз, осуществляющих перевалку с трубопровода на железнодорожный транспорт К_об = 6-8, принимаем К_об = 8.

Определяем годовой грузооборот для каждого вида нефтепродукта:

где V_р.п. - объем резервуарного парка, занимаемый одним видом продукта

с_ср.г. - плотность нефтепродукта при среднегодовой температуре воздуха.

Для ДЛ:

Для бензина А-76:

Определяем суточную производительность нефтебазы по формуле:



где К₁ - коэффициент неравномерности завоза (вывоза) нефтепродуктов, представляющий отношение максимального месячного завоза (вывоза) нефтепродуктов к среднемесячному. Принимаем К₁ = 1,5.

К₂ - коэффициент неравномерности подачи железнодорожного транспорта, представляющий отношение максимального числа цистерн, подаваемых в сутки на нефтебазу к суточной подаче по плану, принимаем К₂ = 1,5.

Для ДЛ:

Для бензина А-76

Общая суточная производительность нефтебазы:

Грузоподъемность маршрута по соглашению с МПС лежит в пределах 2 - 4 тысяч тонн. Принимаем грузоподъемность маршрута G_м = 2000 т.

Найдем количество маршрутов, приходящих в сутки:

Из расчёта видно что достаточно одного маршрута в двое суток.

Определим число железнодорожных эстакад:

где Т - время пребывания маршрута на эстакаде. Время сливо-наливных операций регламентируется «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах». В механизированных пунктах налив независимо от рода нефтепродукта и грузоподъемности цистерн осуществляют за 2 часа.

Определяем массу нефтепродукта в цистерне с учетом его плотности. В качестве базового варианта принимаем цистерну объемом 60 м³. Грузоподъемность цистерны определяется при наихудших условиях, т.е. при +30^оС, когда объем нефтепродукта максимальный.

Определяем число цистерн приходящих на нефтебазу за один маршрут для дизельного топлива и бензина соответственно:

Общее количество цистерн приходящих в сутки будет равно:

Длина железнодорожной эстакады определяется по формуле:

где a_i - число цистерн

l_i - длина цистерны, для цистерны объемом 60 м³ l = 12,02 м.



Принимаем эстакаду типа НС-4, длиной 1444 метра, принимающую 24 четырехосные цистерны.

Найдем максимальное количество цистерн с одним и тем же нефтепродуктом, которое поставляется одним и тем же маршрутом. Для дизельного топлива это 14 цистерн в маршруте, и для бензина А-76 - 5 ж/д цистерны.

Определим необходимый объем налива продуктов:

Определим требуемую производительность от насосной станции для перекачки продуктов из ж/д цистерн в резервуары :

Отгрузка нефтепродуктов осуществляется на автомобильный транспорт.

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через верхнюю горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок автоцистерны (нижний налив). Наливные устройства могут применяться одиночные и объединённые в группы, управление ими может быть ручное и автоматизированное. Группа наливных устройства, управляемая из специального здания - операторной, объединяется в станцию налива. Станция налива состоит из 4-12 наливных «островков», располагаемых под навесом. Каждый «островок» оборудуется одним или двумя наливными устройствами. Операторная, из которой осуществляется управление наливом, располагается в районе въезд-выезд от наливных устройств. В качестве наливных устройств (стояков) применяются установки автоматизированного налива с местным управлением типа АСН-5П или с дистанционным управлением из операторной типа АСН-5Н.

Количество стояков определяется по формуле,

,

где Q-грузооборот нефтепродукта с учётом коэффициента оборачиваемости ; q-расчётная производительность налива, м³/ч;

k-коэффициент использования стояков; -время работы стояков с учётом следующих данных: 20 рабочих дней в месяц, 8 рабочих часов в день.

Коэффициент использования стояков принимается равным 0,7, а расчётная производительность налива: при самотёчном наливе маловязких нефтепродуктов 30-40 м³/ч, масел и вязких нефтепродуктов 20-30 м³/ч, при насосном наливе соответственно 40-60 м³/ч и 30-40 м³/ч (примем q=50 м³/ч). Станцию налива оборудуем системой АСН-5Н. Система АСН-5Н оснащена устройствами централизованного управления наливом. Управление наливом осуществляется из помещения операторной, располагаемой у станции налива таким образом, чтобы был обеспечен обзор наливных операций.

Определим количество стояков для каждого продукта, для этого определим количество рабочих часов: =12208=1920 часов.

Бензин А-76:

принимаем n = 1 и один резервный.

Дизельное топливо ДЛ:

принимаем n = 2 и один резервный.

Общее количество стояков, для налива нефтепродуктов на нефтебазе составит 3 шт и 2 резервных.

Согласно СНиП 2,11,03 - 93 расстояния:

· от железнодорожной эстакады резервуаров не менее 20 м;

· от сливоналивных устройств до НС не менее 20 м;

· от резервуаров до НС не менее 15 м;

· от резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не менее 3 м;

· от стенки резервуара до трубопровода не менее 3 м.

С учётом данных расстояний проводим компоновку нефтебазы.

4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

В этом разделе необходимо подобрать диаметры технологических трубопроводов и рассчитать потери напора в них. Диаметр будем определять из ограничений скорости потока нефтепродукта в трубопроводе, в зависимости от его вязкости. Диаметр равен:

,

где Q-требуемая пропускная способность трубопровода, м³/с;

-рекомендуемая скорость движения нефтепродукта, м/с.

Значение Q будет равно сумме рабочей производительности (работа на станцию налива) и аварийной (внутрибазовая перекачка). Внутрибазовая перекачка должна осуществляться с максимальной производительностью, исходя из диаметра приёмо-раздаточного патрубка, для резервуара типа РВС-2000 D_у=300 мм. Производительность откачки и закачки при таком диаметре составляет 300 м³/ч. нефтебаза проект трубопровод потеря

Диаметр будем определять для всех видов продукта на различных участках: 1) Насосная ж/д- резервуарный парк (наиболее удалённый резервуар), 2) резервуарный парк (наиболее удалённый резервуар)- насосная, 3) насосная - станция налива (наиболее удалённый стояк). Расстояния возьмём из компоновки

А-76.

Участок: ж/д цистерны - резервуарный парк (наиболее удалённый резервуар). Разобьем участок на два: первый- от ж/д цистерн до резервуарного парка и второй- в резервуарном парке, это сделано потому что на этих участках разные производительности.

Производительность на первом участке будет равна производительности откачки нефтепродукта из ж/д цистерн и равна 150 м³/ч. Скорость для всасывающих трубопроводах рекомендуется принимать равной 1,5 м/с. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D=219 мм.

Производительность на втором участке будет равна производительности откачки нефтепродукта из ж/д цистерн (150 м³/ч) и производительности внутрибазовой перекачке (300 м³/ч), что в сумме составит 450 м³/ч. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D=377 мм.

Теперь посчитаем потери напора на этих участках.

Определим потери напора на трение.

,

где -скорость потока, м/с;

L-длина трубопровода, м;

d-внутренний диаметр трубы, м;

-коэффициент гидравлического сопротивления.

-кинематическая вязкость.

При турбулентном режиме - зона Блазиуса () коэффициент л определяется по формуле:

При турбулентном режиме - зона смешанного закона сопротивления ()коэффициент л определяется по формуле:

.

где, Re-число Рейнольдса.

,

Суммарные потери на местные сопротивления равны:

,

где -коэффициент местного сопротивления.

Просуммировав потери на трение и потери на местные сопротивления получим:

Первый участок.

L=143 м, =1,110^-6 м²/с, Q=150 м³/ч=0,042 м³/с встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5, 1 поворот =1,3, =1,8.

Скорость равна:

Подставив численные значения определим потери.

м/с,

,

,

м.

Второй участок.

На этом участке потери посчитаем для двух случаев а) без внутрибазовой перекачке и б) с внутрибазовой перекачкой.

L=36 м, =1,110^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5, 1 поворот =1,3, выход из резервуара через хлопушку =0,9, =2,7.

Подставив численные значения определим потери.

а) Q=150 м³/ч=0,042 м³/с

м/с,

,

,

м.

б) Q=450 м³/ч=0,125 м³/с

м/с,

,

м.

Просуммируем потери на первом и на втором участке и добавим уровень взлива резервуара (7,2 м), получим 7,95 и 8,13. Так как внутрибазовая перекачка осуществляется редко то преимущественно потери будут составлять 7,95 м.

Участок: резервуарный парк (наиболее удалённый резервуар)- насосная. Производительность станции налива 150 м³/ч, производительность внутрибазовой перекачки 300 м³/ч . Скорость для трубопроводов принимаем равной 2 м/с. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D= 325мм.

На этом участке потери посчитаем для двух случаев а) без внутрибазовой перекачке и б) с внутрибазовой перекачкой.

L=96 м, =1,110^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 2 задвижка =0,5, 2 поворота =1,3, выход из резервуара через хлопушку =0,9, 1 фильтр =1,7, 2 тройника =0,32 выход из резервуара через хлопушку

=0,92, =7,76.

Подставив численные значения определим потери.

а) Q=150 м³/ч=0,042 м³/с

м/с,

,

,

м.

б) Q=4500 м³/ч=0,125 м³/с

м/с,

,

,

м.

Участок: насосная - станция налива. Производительность станции налива 50 м³/ч. Скорость для трубопроводов принимаем равной 2 м/с. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D=108 мм.

Посчитаем потери L=22 м, =1,110^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5,

3 поворота =1,3, 1 тройник =0,32, 1 обратный клапан =3,5, =8,22.

Подставив численные значения определим потери.

Q=50 м³/ч=0,014 м³/с

м/с,

,

,

м.

Так как потери на участке резервуар - стояк небольшие и составляют без учета внутрибазовой перекачки всего 1,4 метра, то на насосной станции установим насосы только для внутрибазовой перекачки.

Дизельное топливо ДЛ.

Диаметр на первом участке будет равен:

м,

принимаем D=219 мм.

Диаметр на втором участке:

м,

принимаем D=377 мм.

Первый участок.

L=41 м, =3,1310^-6 м²/с, Q=150 м³/ч=0,042 м³/с встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5, 1 поворот =1,3, =1,8.

м/с,

,

,

м.

Второй участок.

На этом участке потери посчитаем для двух случаев а) без внутрибазовой перекачке и б) с внутрибазовой перекачкой.

L=36 м, =1,110^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5, 1 поворот =1,3, 1 выход из резервуара через хлопушку =0,9 =2,7.

Подставив численные значения определим потери.

а) Q=150 м³/ч=0,042 м³/с

м/с,

,

,

м.

б) Q=450 м³/ч=0,125 м³/с

м/с,

,

м.

Просуммируем потери на первом и на втором участке и добавим уровень взлива резервуара (7,2 м), получим 8,88 и 9,18. Так как внутрибазовая перекачка осуществляется редко то преимущественно потери будут составлять 8,88 м.

Участок: резервуарный парк (наиболее удалённый резервуар)- насосная. Производительность станции налива 150 м³/ч, производительность внутрибазовой перекачки 300 м³/ч . Скорость для трубопроводов принимаем равной 2 м/с. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D= 325мм.

На этом участке потери посчитаем для двух случаев а) без внутрибазовой перекачке и б) с внутрибазовой перекачкой.

L=128 м, =3,1310^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 2 задвижка =0,5, 2 поворота =1,3, выход из резервуара через хлопушку =0,9, 1 фильтр =1,7, 2 тройника =0,32, выход из резервуара через хлопушку=0,92 =7,76.

Подставив численные значения определим потери.

а) Q=150 м³/ч=0,042 м³/с

м/с,

,

,

м.

б) Q=4500 м³/ч=0,125 м³/с

м/с,

,

,

м.

Участок: насосная - станция налива. Производительность станции налива 100 м³/ч. Скорость для трубопроводов принимаем равной 2 м/с. Тогда диаметр будет равен:

м,

принимаем D=159 мм.

Посчитаем потери L=22 м, =3,1310^-6 м²/с, встречаются следующие местные сопротивления: 1 задвижка =0,5,

3 поворота =1,3, 1 тройник =0,32, 1 обратный клапан =3,5, =8,22.

Подставив численные значения определим потери.

Q=100 м³/ч=0,028 м³/с

м/с,

,

,

м.

Так как потери на участке резервуар - стояк небольшие и составляют без учета внутрибазовой перекачки всего 1,09 метра, то на насосной станции установим насосы только для внутрибазовой перекачки.

5. ПОДБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Выбор типа и марки насоса проводиться в зависимости от вида перекачиваемой жидкости, требуемой подачи, напору станции.

Требуемую подачу находим в зависимости от диаметра приемо-раздаточного патрубка самого удаленного резервуара в резервуарном парке, для РВС - 2000

D_у =300 мм => Q = 300 м³/ч.

Для каждого нефтепродукта установим по одному рабочему и одному резервному насосу НПВ - 300 - 60.

6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДОВ

Проведём механический расчет для участка трубопровода: НС - сливо-наливные устройства нефтепродукта А-76.

Прочность трубопровода проверяется из условия:

у_прN и R₁ - продольные осевые напряжения и расчетное сопротивление металла труб, МПа;

ш₂ - коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние труб.

При у_прN >= 0, ш₂ =0

При у_прN < 0, ш₂ =

у_кц - кольцевые напряжения в стенке трубы от расчётного внутреннего давления, МПа.

n - коэффициент надежности по нагрузке, принимаем n = 1,1;

Р - рабочее давление, МПа. По СНип 2.05.06 - 85* «Магистральные нефтепроводы» Р=10 МПа;

d₀ - внутренний диаметр, мм;

д - толщина стенки трубы, мм.

б - коэффициент линейного расширения, б = 1,2·10^-5 1/°C;

Е - модуль упругости, Е = 2,1·10⁵ МПа;

?t - температурный перепад, °C. Примем ?t = 45.

d - наружный диаметр трубы,м.

R₁ⁿ - нормативное сопротивление металла труб, у_вр = R₁ⁿ . Для трубы изготовленной из стали 10Г2 у_вр =470 МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаем m = 0,9;

к₁ и к_n - коэффициенты надёжности по материалу и по назначению, принимаем к₁=1,4, к_n=1.

По результатам гидравлического расчета d= 108 мм.

Т,к у_прN< 0, то ш₂ =

¦92,8¦<= 0,69 · 302,

¦92,8¦< 208,8

Условие выполняется.

7. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ «БОЛЬШИХ» ДЫХАНИЙ

Абсолютное давление в газовом пространстве резервуара до закачки принимаем равное атмосферному: Р = Р_а = 10⁵ Па. Среднюю температуру нефтепродукта принимаем равной средней температуре воздуха Т_ср = 20°C.

По графику плотности бензиновых паров с = 2,8 кг/м³.

Найдём объём газового пространства перед закачкой:

F_г - площадь зеркала нефтепродукта, м³;

Н_г - высота газового пространства, м.

d - диаметр резервуар, м;

Н - высота боковых стенок вертикальной части резервуара, м;

Н_взл - высота взлива нефтепродукта в резервуаре,м;

Н_к - высота конуса крыши.

Пусть закачка осуществляется только в резервуар РВС - 5000 и высота взлива нефтепродукта в резервуаре Н_взл = 1 м. Для РВС - 5000 Н = 11,92 м, Н_к = 0,57 м.

Высота газового пространства перед закачкой:

Для РВС -5000 d = 22,8 м. Объём газового пространства перед закачкой:

С учётом того, что за один завоз поступает 2922 т А-93, то обьём закачиваемого бензина:

Высота газового пространства после закачки:

ф - время простоя резервуара, ч;

ф₁ - время закачки нефтепродукта в резервуар, ч. Из выше приведённых расчётов известно, что ф₁ = 5,84 ч.

ф₂ - время до следующей закачки, ч. Примем ф₂ = 48 ч.

С учетом того что закачка производится днем при переменной погоде, по графику зависимости прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий:

Скорость выхода паровоздушной смеси через два дыхательных клапана, типа НДКМ - 200:

Q - производительность закачки, м³/ч. Q = 3344 м³/ч;

к - число действующих дыхательных клапанов, принимаем к=2;

d_п - диаметр монтажного патрубка дыхательного клапана. Для НДКМ - 200 d_п = 0,2 м.

По графику зависимости часового прироста относительной концентрации в газовом пространстве во время закачки в резервуар:

Средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени:



По графику для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов при

Т = Т_ср = 293 К Р_S = 29 кПа.

Среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродуктов:

Потери бензина от одного большого дыхания:

Р_к.д - нагрузка дыхательных клапанов от избыточного давления, Па. Р_к.д = 1600 Па.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов И.С. Эксплуатация нефтебаз. Изд. 3, перераб. и доп. М., «Недра», 1975, 392 с.

2. Едигаров С.Г., Михайлов В.М., Прохоров А.Д., Юфин В.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для ВУЗов. - М., «Недра», 1982, 280 с.

3. Тугунов П.И., Новоселов Н.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М.. Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

4. Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. 2-ое изд., перераб. и доп. /Под общей редакцией Земенкова Ю.Д. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. - 536 с.

5. Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. и др. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. - М.: Недра, 1981.

6. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах. Уч.пособие./Под ред. Земенкова Ю.Д. - СПб: Недра, 2004.

7. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов: Курс лекций. Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А., Маркова Л.М. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.

8. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. Государственного комитета Российской Федерации по вопросам архитектуры и строительства, М.: Стройиздат, 1993

9. СНиП 2.09.02-85. Производственные здания. Государственный комитет СССР по делам строительства, М.: Стройиздат, 1985

10. СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий. Государственный комитет СССР по делам строительства, М.: Стройиздат, 1985

11. СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты Государственный комитет СССР по делам строительства, М.: Стройиздат, 1987

12. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Государственный комитет СССР по делам строительства, М.: Стройиздат, 1984

Размещено на Allbest.ru

...