Расчет проекта перевалочной нефтебазы в районе г. Тюмень

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Определение исходных расчетных данных

1.1 Расчетная температура нефтепродуктов

1.2 Определение расчетной вязкости

1.3 Определение расчетной плотности

1.4 Определение давления насыщенных паров

2. Выбор оптимальных типоразмеров резервуаров

2.1 Выбор резервуаров для дизельного топлива Дз

2.2 Выбор резервуаров для дизельного топлива Дл

3. Компоновка резервуарного парка

3.1 Компоновка РП для дизельного топлива Дз

3.2 Компоновка РП для дизельного топлива Дл

4. Расчет железнодорожной эстакады

5. Расчет автомобильной эстакады

6. Гидравлический расчет трубопроводов

6.1 Участок «ж/д эстакада - насосная станция»

6.2 Участок «насосная станция - резервуарный парк»

6.3. Участок «резервуарный парк -а/м эстакада»

7. Подбор насосно-силового оборудования

7.1 Подбор насосов

7.2 Подбор приводящих насосы двигателей

8. Механический расчет трубопроводов

9. Расчет потерь от «больших дыханий»

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

нефтепродукт трубопровод дизельное топливо

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.

Нефтебазы в зависимости от преобладающих операций делят на перевалочные и распределительные.

Перевалочные базы предназначены для перегрузки (перевалки) нефти или нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Кроме того, нефтепродукты и нефть могут поступать также и по магистральному нефтепродуктопроводу. Перевалочные базы имеют значительный грузооборот и общий объем, развитые приемо-раздаточные устройства и мощное насосное хозяйство. Располагают базы вблизи железных дорог, на берегах морей и судоходных рек.

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей. Они имеют небольшой объем и небольшой район обслуживания. Распределительные базы делят на водные, водно-железнодорожные, железнодорожные, автодорожные и базы, снабжение которых производится от магистральных нефтепродуктопроводов.

Основными операциями нефтебаз являются:

1. прием нефти и нефтепродуктов, прибывающих по железной дороге и водным транспортом, а также по трубопроводу;

2. хранение нефти и нефтепродуктов;

3. выдача нефтепродуктов потребителям.

В данной курсовой работе производится расчет проекта перевалочной нефтебазы в районе г. Тюмень с заданными параметрами:

1. Годовой грузооборот нефтебазы - 566 000 т;

2. Ассортимент и количество нефтепродуктов: дизельное топливо ДЛ - 75 % (от годового грузооборота); бензин А-93 - 25 %.

3. Доставка и отгрузка нефтепродуктов - с нефтепродуктопровода на железнодорожный.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ.

1.1 Расчетная температура нефтепродуктов

Для определения расчетных данных необходимо задаться температурой нефтепродуктов. Температура жидкости будет приблизительно равна температуре окружающей его среды, т.е. температуре воздуха. Согласно заданию на проектирование для г. Анапа принимаем по СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» температуру самой холодной пятидневки (для гидравлического расчёта) и абсолютно максимальную (для определения давления насыщенных паров) соответственно:

;

1.2 Определение расчетной вязкости

Расчет вязкости проводится при минимальной и максимальной температуре окружающей среды района проектирования. [8].

где - кинематическая вязкость при расчетной температуре Т, м2/с;

- кинематическая вязкость при известной температуре Т*, м2/с;

- коэффициент крутизны вискограммы, определяемый по зависимости:

где - известное значение вязкости нефти при температуре Т1, м2/с;

- известное значение вязкости нефти при температуре Т2, м2/с.

Для дизельного топлива ДЛ.

Принимая

м2/с·104

м2/с·104

находим:

1/°С

Расчетное значение кинематической вязкости:

м2/с·104

м2/с·104

Расчет вязкости бензина А-93.

Принимая

м2/с·104

м2/с·104

находим:

1/°С

Расчетное значение кинематической вязкости:

м2/с·104

. м2/с·104

1.3 Определение расчетной плотности

Плотность нефтепродуктов в зависимости от химического состава и температуры изменяется в пределах 700-1100 кг/м3. Пересчет плотности с одной температуры на другую произведем по формуле Менделеева [8]:

где - плотность нефтепродукта при температуре Т, кг/м3;

- плотность при температуре 293 К, кг/м3;

- коэффициент объемного расширения, 1/К.

Определим плотность дизельного топлива ДЛ.

При 1/К

Тогда расчетные значения плотности:

кг/м3;

кг/м3

Определим плотность бензина А-93.

При .

Тогда расчетные значения плотности:

кг/м3;

кг/м3

1.4 Определение давления насыщенных паров

Давление насыщенных паров РS для нефтепродуктов при температуре Тмах (наихудшее условие), с достаточной точностью определяется по формуле [2]:

где - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду, Па.

Найдем давление насыщенных паров дизельного топлива ДЛ:

Согласно табличным данным для ДЛ [2]:

Па.

Для бензина А-93:

Согласно табличным данным [2]:

Па.

2. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ТИПОРАЗМЕРОВ РЕЗЕРВУАРОВ

При выборе типа резервуаров необходимо руководствоваться следующим (согласно СНиП 2.11.93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы»):

1. Выбор резервуаров нужно проводить из числа утвержденных типовых проектов.

2. Для снижения потерь от испарений при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов нужно применять резервуары с понтоном, плавающими крышами и резервуары, рассчитанные на повышенное давление.

3. Предпочтение следует отдавать резервуарам больших объемов, т.к. с увеличением объема резервуара уменьшаются потери от испарений, удельный расход стали, площади для резервуарных парков.

4. Для каждого вида нефтепродукта нужно предусматривать не менее двух резервуаров, чтобы иметь возможность одновременно выполнять операции по приему и отпуску данного вида нефтепродукта, а также выполнять ремонты резервуаров, подогрев нефтепродукта, отстой и др.

5. Применение однотипных, одинаковых по объему и конструкции резервуаров облегчает проведение товарных операций на нефтебазе и создает хорошие условия для ведения строительно-монтажных работ при сооружении резервуарных парков поточным методом.

6. С увеличением степени заполнения резервуара увеличивается объем газового пространства, а это ведет к увеличению потерь при хранении.

Для нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров, согласно приведенным выше расчетам, необходимо подбирать резервуары с понтоном или плавающей крышей. При выборе типов резервуаров необходимо учитывать климатические условия района проектирования: ветровую, дождевую и снеговую нагрузки. В районах с большой дождевой и снеговой нагрузкой резервуары с плавающей крышей не применимы, а в районах с большей ветровой нагрузкой следует применять резервуары «северного исполнения» с высотой стенки до 12 м, в данном проекте взят г. Тюмень для него наиболее удобнее использовать резервуары типа РВС со стационарной крышей.

В данном проекте для дизельного топлива ДЛ и бензина А-93 необходимо применять стационарные резервуары со стационарной крышей т.к. нефтепродукты с невысоким давлением насыщенных паров не требуют использования средств сокращения потерь ЛФУ.

Определим полезный объем резервуарного парка для каждого продукта. Согласно заданию для распределительных железнодорожных нефтебаз данная величина равна [7]:

где - среднемесячное потребление i-го нефтепродукта, м3;

- продолжительность транспортного цикла поставки, сут;

- коэффициент неравномерности подачи цистерн с нефтепродуктом,

- коэффициент неравномерности потребления продуктов. Для промышленного города принимаем ;

- страховой запас i-го продукта, %. Так как типы нефтебазы - железнодорожная, месторасположение - Урал, принимаем норму страхового запаса в 30%.

Среднемесячное потребление продукта равно:

где - годовой грузооборот нефтебазы, кг;

- процент i-го продукта от общей массы;

- плотность нефтепродукта при максимальной температуре, кг/м3.

После определения необходимого объема парка для i-го нефтепродукта назначаем несколько резервуаров различного размера для выбора из них наиболее оптимального варианта.

При этом резервуарный парк должен соответствовать следующим требованиям:

1. Иметь минимальный неиспользуемый объем резервуаров, не более 10%;

2. Иметь наименьшие металлозатраты;

3. Иметь наименьшую сметную стоимость на сооружение.

Для каждого из вариантов определяем следующие параметры.

Количество резервуаров:

где - коэффициент использования резервуара, зависящий от его типа и объема;

- полезный объем одного резервуара, м3.

Количество резервуар округляем в большую сторону: .

Тогда фактический объем резервуарного парка равен:

Неиспользуемый объем резервуарного парка находится как разница необходимого и фактического объемов:



Согласно одному из требований неиспользуемый объем в процентном отношении к необходимому объему не должен превышать 10%:

Металлозатраты на сооружение группы резервуаров рассчитываются по формуле

где - удельный расход стали на 1м3 полезного объема резервуара, кг.

Сметная стоимость на сооружение группы резервуаров:

где - сметная стоимость на сооружение одного резервуара, руб.

2.1 Выбор резервуаров для ДЛ-75.

По формула (2.1) и (2.2) рассчитаем среднемесячное потребление бензина и определим необходимый объем резервуарного парка:

.

.

Для данного вида продукта выбираем резервуары со стационарной крышей подходящего нам размера и заносим их характеристики в табл.2.1.

Таблица 2.1

Технико-экономические показатели типовых резервуаров РВС

Показатели	Номинальный объем, м3
	1000	2000	3000	5000
1. Полезный объем, м3	1020	2070	3190	4866
2. Внутренний диаметр, м	12,3	15,18	18,98	22,8
3. Высота стенки, м	11,9	11,9	11,92	11,92
4. Масса, т	22,9	44,2	62,84	97,68
5. Расход стали на 1 м3 объема, кг	21,4	20,6	18,7	20
6. Сметная стоимость, тыс. руб.	15,35	19,12	24,95	39,14

Рассмотрим каждый из вариантов.

РВС-1000.

Количество резервуаров:

,

Принимаем количество резервуаров .

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка .

Определим отношение неиспользуемого объема к необходимому:

- условие выполняется.

Металлозатраты на сооружение группы резервуаров:

.

Сметная стоимость на сооружение группы резервуаров:

.

РВС-2000.

Количество резервуаров:

,

Принимаем количество резервуаров .

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка .

Определим отношение неиспользуемого объема к необходимому:

- условие выполняется.

Металлозатраты на сооружение группы резервуаров:

.

Сметная стоимость на сооружение группы резервуаров:

.

РВС-5000.

Произведем расчет по зависимостям (2.3)-(2.8 ).

Количество резервуаров:

.

Количество резервуаров округляем в большую сторону: .

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка: .

В процентном отношении получим:

- условие выполняется.

Составим таблицу согласно приведенным выше расчетам.

Таблица 2.2

Выбор резервуаров для Дз

Вариант	Количество резервуаров	Неиспользуемый объем, %	Металлозатраты, т	Сметная стоимость, руб.
РВС-1000	20	4,7	436,56	307000
РВС-2000	10	6,1	426,42	191200
РВС-5000	4	9,88	413,57	86437

Наиболее экономичным и наиболее перспективным вариантом является, третий т.е. 4 резервуара РВСП-5000, т.к. при этом варианте наблюдаются наименьшие металлоемкие затраты и общая сметная стоимость. Окончательно принимаем для Дз: 4 резервуара РВС-5000.

2.2 Выбор резервуаров для дизельного топлива Дл

При среднемесячном потреблении продукта, равном

.

Необходимый объем резервуарного парка составит:

.

Рассмотрим в качестве конкурирующих вариантов резервуары размеры, которых приведены табл.2.1.

РВС-2000.

Количество резервуаров:

,

Принимаем количество резервуаров .

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка .

Определим отношение неиспользуемого объема к необходимому:

- условие выполняется.

Металлозатраты на сооружение группы резервуаров:

.

Сметная стоимость на сооружение группы резервуаров:

.

РВС-5000.

Количество резервуаров:

Принимаем количество резервуаров 5.

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка .

Определим отношение неиспользуемого объема к необходимому:

- условие выполняется.

Металлозатраты на сооружение группы резервуаров:

.

Сметная стоимость на сооружение группы резервуаров:

.

РВС-10000.

Произведем расчет по зависимостям (2.3)-(2.8 ).

Количество резервуаров:

.

Количество резервуаров округляем в большую сторону: .

Фактический объем резервуарного парка: .

Неиспользуемый объем резервуарного парка: .

В процентном отношении получим:

- условие не выполняется.

Так как фактический объем превышает необходимый более чем на 10%, отказываемся от этого варианта.

Данные расчетов сведем в таблицу.

Таблица 2.3

Выбор резервуаров для Дл

Вариант	Количество резервуаров	Неиспользуемый объем, %	Металлозатраты, т	Сметная стоимость, руб.
РВС-2000	12	3,2	511,704	229440
РВС-5000	5	5,6	504,15	199600

Наиболее экономичным и наиболее перспективным вариантом является второй, т.е. 5 резервуаров РВС-5000, т.к. при этом варианте наблюдаются наименьшие металлоемкие затраты и общая сметная стоимость.

Окончательно принимаем для дизельного топлива Дл: 5 резервуаров РВС-5000 со стационарной крышей.

3. КОМПОНОВКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Компоновка резервуарного парка производится в соответствии с требованиями, изложенными в СНиП 2.11.93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» [5].

Допустимая общая номинальная вместимость группы для резервуаров с понтоном, объемом менее 50000 м3 независимо от вида хранимого продукта составляет 120000 м3. Минимальное расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе, в данном случае будет, равно 0,65D (диаметр резервуара), но не более 30м.

У резервуаров со стационарной крышей, минимальное расстояние между резервуарами в группе 0,75D, но не более 30 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров объемом до 20 000 м3, расположенных в соседних группах - 40 м.

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м3:

где - стороны обвалования, м;

- диаметр резервуаров, м;

- количество резервуаров в группе.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м3.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.

3.1 Компоновка РП для Дл

Резервуары располагаем в одной группе, так как их общая вместимость менее 120000 м3. Учитывая, что диаметр РВС-2000 равен 15,18 м, принимаем расстояния между резервуарами в группе 0.75D=11.385 м. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования - 3 м. Ширина поверху обвалования - 0,5 м.

Определим высоту обвалования для данной группы резервуаров.

Найдем значение величин a и b (рис.П.1):

,

.

.

Принимаем .

3.2 Компоновка РП для дизельного топлива Дз

Расстояния между резервуарами в группе 0,75D=14.235 м. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования принимаем 3 м. Ширина поверху обвалования - 0,5 м.

Согласно рис.П.1:

,

.

Определим высоту обвалования для данной группы резервуаров.

.

Принимаем .

4. РАСЧЕТ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ ЭСТАКАДЫ

Для проведения 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 высоком (при разгрузке) участке территории нефтебазы. Железнодорожные пути на территории нефтебазы должны быть прямолинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движения цистерн при их разгрузке.

Цель данного расчета заключается в определении числа маршрутов, приходящих на нефтебазу в сутки, в выборе типа эстакады и определения ее длины, а также нахождения производительности насосов на участке от железнодорожной эстакады до насосной станции.

Число маршрутов, прибывающих на нефтебазу за сутки (при их равномерной подачи), рассчитывается по формуле [2]:

где - суточный грузооборот нефтебазы, т;

- грузоподъемность одного маршрута, т. Эта величина по соглашению с МПС лежит в пределах 2 - 4 тысяч тонн.

Суточный грузооборот нефтебазы:

где - суточный грузооборот для каждого нефтепродукта, т.

При заданном годовом грузообороте, определим для i-го продукта.

где - коэффициент неравномерности завоза нефтепродуктов, .

Необходимое число эстакад определяем по формуле [7]:

где - время пребывания маршрута на эстакаде с учетом времени на технологические операции, подачу и уборку цистерн, и приготовления маршрута на станции, ч.

Длина эстакады, согласно [2], равна:

- длина цистерны одного типа.

В расчет принимаем один тип цистерн, объемом Vц. Тогда среднее число цистерн маршруте:

где - число цистерн, приходящих на нефтебазу за сутки:



где - число цистерн, приходящих на нефтебазу за сутки с одним видом продукта. Данную величину определяем по формуле:

где - масса i-го нефтепродукта в цистерне, т.

Грузоподъемность цистерны определяется при наихудших условиях, т.е. при Тmax, когда объем нефтепродукта максимальный.

Максимальное число цистерн с i-тым продуктом в одном маршруте равно:

После определения длины эстакады выбираем для проектируемой нефтебазы типовую эстакаду, позволяющую осуществлять слив нефтепродуктов.

Производительность насосов на участке от железнодорожной эстакады до насосной станции для i-го продукта составит:

 - объем слива нефтепродукта, определяемый как произведения числа цистерн, приходящих на нефтебазу с i-тым нефтепродуктом за один маршрут, и полезного объема одной цистерны:

Произведем расчет по формулам (4.2)-(4.4) для определения числа эстакад для слива нефтепродуктов.

Найдем суточный грузооборот для каждого вида продукта, приняв :

Для Дз: .

Для бензина Дл: .

Таким образом, суточный грузооборот проектируемой нефтебазы составит:

.

Принимаем грузоподъемность одного маршрута 3000 т. Определим по формуле (4.1) число маршрутов:

., т.е. 1 маршрут в 2 суток

Примем

Время сливо-наливных операций регламентируется «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах». В механизированных пунктах слив независимо от рода нефтепродукта и грузоподъемности цистерн из четырехосных (и более) и бункерных полувагонов осуществляют за 2 часа, следовательно, число эстакад равно:

.

Принимаем .

Определяем массу нефтепродукта в цистерне с учетом его плотности. В качестве базового варианта принимаем цистерну модели 15-890. Полезный объемом - 60 м3, длина цистерны по осям - 10,3 м. По формуле (4.9):

;

.

Число цистерн приходящих на нефтебазу в сутки для дизельного топлива Дл и Дз соответственно:

цистерны; цистерн.

Общее количество цистерн приходящих в сутки:

.

Число цистерн в маршруте:

.

Длина эстакады:

Эстакады в большинстве случаев делают двусторонними, что сокращает их длину в 2 раза, и в целях пожарной безопасности плюс 30м на тупик для расцепки. Таким образом:

Назначаем эстакаду типа КС-8, длиной 288 метров, принимающую 48 цистерн.

Найдем максимальное количество цистерн с одним и тем же нефтепродуктом, которое поставляется одним и тем же маршрутом.

Для топлива Дз 23цистерны, для Дл 27цистерн.

Объем слива продуктов:

; .

Тогда производительность на участке от насосной станции до ж/д эстакады согласно формуле (4.11) составит:

;

5. РАСЧЕТ АВТОМОБИЛЬНОЙ ЭСТАКАДЫ

Количество стояков для каждого вида нефтепродукта определяется по формуле [7]:

где - суточная реализация нефтепродукта, кг;

- расчетная производительность наливного устройства;

- коэффициент использования наливных устройств. В расчетах принимаем ;

- количество часов работы наливных устройств в сутки.

Среднесуточная реализация [1]:

Количество автоцистерн в сутки рассчитывается по формуле:

,

- вместимость автоцистерны, м3.

В качестве наливных устройств (стояков) применяются установки типа АЦ-10-260, с эксплуатационной вместимостью 10,0 м3. Время слива нефтепродукта из цистерны насосом 11 мин., самотеком 45 мин. Время заполнения цистерны с помощью своего насоса 22 мин.

Для дизельного топлива Дз:

;

(2 наливных «островка»);

.

Для Дл:

;

(2 наливных «островка»)

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

Цель гидравлического расчета - обеспечение заданной производительности перекачки. Исходными данными являются: расход, физические свойства нефтепродуктов, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопроводов.

Гидравлический расчет ведется для самых неблагоприятных условий эксплуатации трубопровода и для самых удаленных и высокорасположенных точек коммуникаций и объектов.

Гидравлический расчет технологических трубопроводов следует начинать с определения наружного диаметра трубопровода [2]:

Q - производительность ПРУ резервуара, м3/ч;

v - скорость движения жидкости в трубах, м/с, принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов

Далее принимаем по сортаменту ближайший больший диаметр и определяется внутренний диаметр трубопровода:

где - наружный диаметр трубопровода, мм;

- толщина стенки трубы, мм.

Определяем фактическую скорость движения жидкости в трубопроводе:



После уточнения скорости определяем режим течения нефтепродукта в трубопроводе.

Для определения режима течения нефти необходимо определить число Рейнольдса при заданных параметрах - и граничные числа Рейнольдса и [8]:

где - эквивалентная шероховатость стенки трубы, мм

При условии - турбулентный режим течения (зона гидравлически гладких труб), тогда коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле Блазеуса [8]:

При условии - турбулентный режим течения (зона смешанного трения), тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется из формулы Альтшуля [8]:

Затем по компоновочному чертежу определяем требуемые длины участков. По технологической схеме определяем количество задвижек, обратных клапанов и т.д., находим сумму коэффициентов местных сопротивлений на рассматриваемом участке. Затем по формуле определяем суммарные потери по длине рассматриваемого трубопровода и на местные сопротивления по формуле Дарси-Вейсбаха [2]:

6.1 Участок «Ж/д эстакада - насосная станция»

Для РВС-2000 и РВС-3000 принимаем ПРУ-300. Пропускная способность для нефтепродуктов составляет 400-600 м3/ч.

Таким образом, на всасывании принимаем Q=400 м3/ч.

Определим наружный диаметр трубопровода, приняв скорость течения жидкости 1,1 м/с [7]:

.

Принимаем ближайший по сортаменту диаметр и .

Тогда .

По формуле (6.3) определим фактическую скорость течения бензина в трубопроводе:

.

Определим режим течения, приняв для новых бесшовных стальных труб Дэ=0,02 мм:

Так как , режим турбулентный (зона гидравлически гладких труб).

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется из формулы Блазеуса (6.5):

.

По технологической схеме находим длину участка от ж/д эстакады до насосной, она равна 197 м.

Местные сопротивления на участке принимаем согласно технологической схеме.

Потери напора на всасывании с учетом местных сопротивлений (см. табл. 6.1.) составят:

.

Для Дл произведем расчет по формулам (6.1)-(6.7), данные которого занесем в таблицу.

Таблица 6.1

Гидравлический расчет трубопроводов на участке «ж/д эстакада - насосная станция»

Параметр	Дз	Дл
, м3/ч	400	400
, м/с	1,1	1,3
, мм	358	330
, мм	377	351
, мм	8	8
, мм	361	335
, м/с	1,104	1,26
	5473,7	31500
Дэ, мм	0,02	0,02
	180500	167500
режим течения	турбулентный, зона гидравлически гладких труб	турбулентный, зона гидравлически гладких труб
	0,036	0,024
, м	194	197

Местные сопротивления
		кол-во		кол-во
задвижка	0,15	4	0,15	4
фильтр	1,7	1	1,7	1
счетчик	12,5	1	12,5	1
тройник	0,32	2	0,32	2
Уж	15,44	15,44
, м	2,16	2,29

6.2 Участок «насосная станция - резервуарный парк»

На нагнетании принимаем Q= 500м3/ч

Произведем расчет по формулам (6.1)-(6.7), данные которого занесем в таблицу.

Таблица 6.2

Гидравлический расчет трубопроводов на участке «насосная станция - резервуарный парк»

Параметр	Дз	Дл
, м3/ч	500	500
, м/с	1,2	2,0
, мм	384	297
, мм	402	299
, мм	10	6
, мм	382	287
, м/с	1,21	2,14
	6348,3	45834,3
Дэ, мм	0,02	0,02
	191000	143500
режим течения	турбулентный, зона гидравлически гладких труб
	0,035	0,022
, м	276	272

Местные сопротивления
		кол-во		кол-во
задвижка	0,15	4	0,15	4
тройник	0,32	6	0,32	5
колено сварное под углом 90є	1,3	2	1,3	3
обратный клапан	3	1	3	1
хлопушка	0,9	1	0,9	1
Уж	8,6	9,02
наг, м	2,52	5,8

6.3 Участок «резервуарный парк - а/м станция»

Производительность участка определяется максимальной производительностью «закачки-выкачки» ПРУ для осуществления внутрибазовых операций. Произведем расчет по формулам (6.1)-(6.7), данные которого занесем в таблицу.

Таблица 6.3

Гидравлический расчет трубопроводов на участке «резервуарный парк-а/м станция»

Параметр	Дз	Дл
, м3/ч	500	500
, м/с	1,2	2,0
, мм	384	297
, мм	402	299
, мм	10	6
, мм	382	287
, м/с	1,21	2,14
	6348,3	45834,3
Дэ, мм	0,02	0,02
	191000	143500
режим течения	турбулентный, зона гидравлически гладких труб	турбулентный, зона гидравлически гладких труб
	0,035	0,022
, м	346	342

Местные сопротивления
		кол-во		кол-во
задвижка	0,15	6	0,15	6
хлопушка	0,9	1	0,9	1
колено сварное под углом 90є	1,3	3	1,3	3
тройник	0,32 7	0,32 7
счетчик	12,5	1	12,5	1
фильтр	1,7	1	1,7	1
обратный клапан	3	1	3	1
Уж	25,14	25,14
, м	3,9	5,8

Таким образом, в данной главе были определены производительность, диаметр и потери напора на каждом участке, с помощью которых будет произведен выбор насосно-силового оборудования для возможности проведения технологических операций на проектируемой нефтебазе.

7. ПОДБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

7.1. Подбор насосов

Для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазах используют центробежные, поршневые и шестерёнчатые насосы. При необходимости применяют вакуумные насосы и эжекторы.

Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные и поршневые насосы.

Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации. Для них требуются более легкие фундаменты, и они могут соединяться с электродвигателем без промежуточных редукторов.

Для правильного выбора насосов необходимо знать требуемую пропускную способность трубопроводных коммуникаций Q, обслуживаемых данным насосом (или насосной станцией), необходимый напор и подпор насоса.

Согласно гидравлического расчета, подбор насосов производится по производительности ПРУ для двух групп резервуаров (1 группа для топлива Дз, 2 группа для Дл): Q=500 м3/ч.

Принимаем в качестве вариантов для обоих групп насосы марок [7]:

1. 10НД-10*2 с напором Н=290 м при подаче насоса Q=700 м3/ч, допустимый кавитационный запас Дhдоп=11 м.

2. 8НДв-Нм с диаметром рабочего колеса D=500 мм, напор Н=82 м при подаче насоса Q=600 м3/ч, допустимый кавитационный запас Дhдоп=3,5 м.

Определим требуемый напор насоса:

где - максимальная высота налива нефтепродукта в резервуар,kз - коэффициент заполнения резервуара, kз=0,9 для РВС со стационарной крышей.

- геодезическая разность отметок конца и начала трубопровода рассматриваемого участка, м. Принимаем .

Потери напора на нагнетании берутся наибольшими из гидравлического расчета.

Тогда для Дз и Дл по формулам (7.2) и (7.1):

;

.

Для окончательного выбора насосного агрегата производится его проверка на всасывающую способность по двум условиям:

,

где - допустимая высота всасывания насоса, м.

- минимальный напор в начале всасывающего трубопровода, м.

Потери напора на всасывании берутся также наибольшими согласно гидравлического расчета.

Допустимая высота всасывания определяется по формуле [8]:

где - скорость жидкости во входном патрубке насоса, м/с;

- ускорение свободного падения, .

Для насоса 10НД-10*2 при перекачке дизельного топлива Дл данная величина составит:

.

Следовательно, насос обладает самовсасывающей способностью

Проверим выполнение ранее заданных условий.

Условие (7.3) выполняется:

.

Так как потери напора на всасывании больше на участке «РП-НС» определим выполнение условия (7.4) для данного участка, приняв:

.

1,34<1,49 м

Условие не выполняется. Требуется заглубление насосных агрегатов на величину:

Для насоса 10НД-10*2 при перекачке Дз допустимая высота всасывания насоса равна:

.

Так как величина отрицательная, следовательно, насос не обладает самовсасывающей способностью и требует подпора величиной .

Проверим выполнение ранее заданных условий.

Условие (7.3) выполняется:

.

Так как потери напора на всасывании больше на участке «ж/д эстакада - насосная станция» определим выполнение условия (7.4) для данного участка, приняв:

Условие выполняется.

Окончательно принимаем для перекачки дизельного топлива Дл и Дз насос марки 10НД-10*2, а также заглубляем насосную станцию на 2,83 м.

7.2 Подбор приводящих насосы двигателей

Подбор двигателей для привода насосов 10НД-10*2 будем осуществлять по мощности и частоте вращения вала насоса при максимально возможной производительности. Мощность определим по формуле(7.6.):

где kз - коэффициент запаса, равный ;

с - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

Q - максимально возможная производительность насоса, Qmax =700 м3/ч = 0,194 м3/с;

Н - напор при максимальной производительности, Н = 290 м ;

з - КПД насоса при максимальной производительности, з = 0,84;

зД - КПД двигателя (для электродвигателей равен 0,95).

Для перекачки дизельного топлива Дз:

с-40 = 886,67кг/м3; Qmax = 700 м3/ч = 0,194 м3/с; Н =290 м

кВт.

Для перекачки дизельного топлива Дл:

с-40 = 877,66 кг/м3; Qmax = 700 м3/ч = 0,194 м3/с; Н = 290 м

кВт.

Выбираем электродвигатель асинхронный трехфазный с короткозамкнутым ротором серии А4 предназначенный для привода механизмов, не требующих регулирования частоты вращения (насосы, вентиляторы, дымососы и др.) типа А4 85/49 -4У38001500 с мощностью 800 кВт и частотой 1500 об/мин.

8. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

Механический расчет технологических трубопроводов производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева.

В редких случаях производится расчет трубопроводов на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, (которых в нефтебазовых трубопроводах практически не бывает). Но в любом случае проведем проверочный расчет толщины стенки трубы. Толщина стенки технологических трубопроводов определяется по формуле [4]:

где - коэффициент надежности по нагрузке;

- внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа;

- наружный диаметр, м;

- первое расчетное сопротивление материала труб, МПа.

Обычно на нефтебазах давление не превышает 16 кгс/см2, т. е. р=1,631 МПа.

Коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению) (по СНиП 2.05.06 - 85*).

Первое расчетное сопротивление материала R1 определяется по следующей формуле:

где - первое нормативное сопротивление, соответствующее пределу прочности материала труб, МПа;

- коэффициент условия работы трубопроводов, и т.к. все технологические трубопроводы относятся к высшей категории, то ;

- коэффициент надежности по материалу (k1=1,55 для бесшовных труб);

- коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от диаметра труб, принимаем равным 1,0.

Обычно толщина стенки, полученная по формуле, значительно меньше минимальной толщины труб данного диаметра, выпускаемых заводами-изготовителями. Поэтому расчет трубопровода на прочность обычно не производится, диаметр трубопровода определяется из гидравлического расчета, а толщина стенки принимается минимальной для данного диаметра.

На проектируемой нефтебазе в качестве материала труб используется сталь 10Г2. Согласно ее механическим характеристикам: . Тогда:

.

Для определения толщины стенки зададимся максимальным диаметром трубопровода, который используется на нефтебазе: .

.

В результате получили, что для обеспечения надежной работы трубопровода необходима толщина стенки металла труб равная 1,8 мм. А так как минимальная толщина стенки трубы соответствует 6 мм, то гарантированно выполняется условие надежной работы всех технологических трубопроводов, связанных с перекачкой дизельного топлива Дз и Дл.

9. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ «БОЛЬШИХ ДЫХАНИЙ»

Потери от «больших дыханий» - это потери от испарения при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие заполнения резервуара нефтепродуктом.

Выполним расчет потерь от «больших дыханий» для Дз при максимальной температуре окружающего воздуха (+34С).

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое дыхание» определяется по формуле:

, (9.1)

где Vб - объем закаченного в резервуар нефтепродукта, мі;

V1 - объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта, мі;

р2 - абсолютное давление в газовом пространстве в конечный момент времени закачки, Па;

р1 - абсолютное давление в газовом пространстве в начальный момент времени закачки, Па;

рs - давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре поверхности резервуара (при +34С рs= 50,88 кПа = 50880 Па);з

Мб - молекулярный вес бензиновых паров, кг/моль;

Т - средняя температура в газовом пространстве резервуара, К;

R - универсальная газовая постоянная.

Абсолютные давления в газовом пространстве в конечный и начальный моменты времени закачки определяются по формулам:

р1 = ра + рк.в , (9.2)

р2 = ра + рк.д , (9.3)

где ра - атмосферное (барометрическое) давление, принимаем ра = 0,1 МПа;

рк.в., рк.д. - вакуум и избыточное давление в резервуаре, при которых срабатывает дыхательный клапан.

Выбираем дыхательный клапан КДС-1000 с рк.д = 2000 Па и рк.в = 250 Па.

р1 =100000+250=100250 Па,

р2 =100000+2000=102000 Па,

Молекулярный вес бензиновых паров определяется по формуле

Мб =60+0,3·tн.к+0,001·tІн.к , (9.4)

где tн.к - температура начала кипения дизельной фракции, равная 190С.

Мб =60+0,3·190+0,001·190І =153,1кг/моль

Средняя температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле:

(9.5)

где ТВ - температура воздуха в данный момент времени, К;

ДТВ - среднее изменение температуры воздуха, К. Принимаем, что температура постоянна, следовательно, ДТВ=0 К.

ДТГ - среднее изменение температуры газового пространства, К. Аналогично принимаем ДТГ=0 К.

С = 303 К

Объем закаченного в резервуар нефтепродукта с учетом коэффициента заполнения, принимаемого равным 0,9 равен Vб = 0,9·V1 = 0,9·2150 = 1935 мі и 0,9·3370=3033мі

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое дыхание» равна: =5703,6 кг.

Таким образом потери от одного «большого дыхания» из одного резервуара для Дл при максимальной температуре воздуха равны 5703,7 кг.

=8940,1 кг.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Эксплуатация нефтебаз. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. М., Недра, 1975

2. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов/ С.Г. Едигаров и др - М.: Недра, 1982

3. СНиП 2.01.07-85*. Воздействия и нагрузки

4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

5. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

6. СНиП 23-11-99. Строительная климатология.

7. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие./ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова - СПб.: Недра, 2004.

8. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учеб. пособие для вузов. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. М., Недра, 1981

9. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Проектирование и эксплуатация нефтебаз» для студентов специальности - 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» дневной и заочных форм обучения (часть I,II). Земенков Ю.Д., профессор, д.т.н., Маркова Л.М., доцент, к.т.н, Бабичев Д.А., ассистент

Приложение 1

Рис. П.1. Компоновка резервуарного парка

Размещено на Allbest.ru