.

Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров, цистерн путем простого выдувания бензиновых паров ветром, вследствие чего их необходимо тщательно герметизировать.

2. Потери от «больших дыханий» -- от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется «большое дыхание».

При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равен вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух -- произойдет «вдох» резервуара.

3. Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; вследствие этого по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» -- выход насыщающейся газовой смеси.

4. Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздущная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть ее может уйти из резервуара -- произойдут потери от насыщения.

5. Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:

а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время. В дневное время газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет солнечной радиации. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие фракции, концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь -- происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух -- происходит «вдох»;

б) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» («барометрические малые дыхания»). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох»

Расчет потерь бензина из резервуаров за теплый период года.

Исходные данные:

- южная зона;

- суммарный объем резервуаров У VP = 50 000 м3;

- объем проходящего нефтепродукта V ж т = 1050000 м3;

-плотность нефтепродукта dt в = 0.725 т/м3;

- резервуары наземные, оборудованные понтонами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- суммарное время эксплуатации резервуаров - 178 суток или 24Ч178 = 4272 часа;

- компонентный состав паров бензина (в вес %):

СН4 = 0,91; С2Н6 = 2,8; C 3 H 8 = 19,9; C 4 H 10 = 28,71; С5Н12 = 57.5;

остаток = 10,2;

- молекулярный вес углеводородных паров: М(СН4) - 16;

М(С2Н6) = 30; М(С3Н8) = 44; М(С4Н10) = 58; M ( C 5 H 12 ) = 72;

М(С6 и выше) = 100.

Расчет температурного режима.

t в т - средняя температура наружного воздуха;

среднее барометрическое давление Рат = 752,5 мм.рт.ст.;

t ж т - средняя температура бензина в резервуаре:

t г т = К4Ч( Kl + К2Ч ta т + К3Ч t ж т ),

К1 = 6,12; Кг = 0,41; К3 = 0.51; К4 = 1,14

t г т = 1,1Ч(6,12 + 0,41Ч25,0 + 0,51Ч27,0) = 34.4 °С

Расчет давления насыщенных паров бензина.

t л т - средняя температура воздуха в лаборатории:

Значения Pi при tni (в мм.рт.ст.):

Р25,5 = 387,6 ; Р26,4 = 403,6; Р24,5 = 362,4; Р24,3 = 371,5.

Значения Р t л при tni - 25,2° C (по графику Кокса), соответственно:

Р25,2 = 382; Т25,2 = 388; P 25,2 = 371; Р25,2 = 382

Р25,2 = (382+388+371+382)/4 = 381 мм.рт.ст.

При средней температуре газового пространства

Р34,4 =536 мм.рт.ст. (по графику Кокса).

При 38оС - Р38 = 618 мм рт.ст. (по графику Кокса).

Расчет плотности паров бензина. Молекулярный вес:

Плотность при нормальных условиях:

Определение коэффициентов К n , Ко:

Kn = 2,55; Ко = 0,20

Расчет потерь за теплый период года.

Удельные потери



Потери в единицу времени

Расчет потерь керосина из резервуаров за холодный период года.

Исходные данные: смазочный резервуар нефть стенд

- средняя зона;

- суммарный объем резервуаров У Vp = 6000 м3

- вес нефтепродукта G н = 150 000 т;

- плотность нефтепродукта dt = 0.800 т/м3;

- резервуары наземные, оборудованные дыхательными клапанами, эксплуатируются в режиме мерников, окраска - алюминиевая;

- время эксплуатации резервуаров - 182,5 суток или 182,5Ч24 = 4580 часов.

Расчет температурного режима.

t а x - средняя температура наружного воздуха

Рах - среднее барометрическое давление = 762 мм рт.ст.

t ж x - средняя температура керосина в резервуаре;

t ж х = (6+5+4+1+5+9) / 6 = 4.3 °С

t г х = K 4 Ч( K 1 + K 2 Ч t а х + K 3 Ч t ж х ),

K 1 = 0,30; К2 = 0,37; К3 = 0.62; К4 = 1

t г х = 1Ч(0,3 + 0,37Ч(-9) + 0,62Ч4,3) = -0.4 °С

Определение весовой концентрации нефтепродуктов.

t л x - средняя температура воздуха в лаборатории:

t л х = (20+24+25+23+22+23) / 6 = 23°С

Значения Cni , г/м3, при tni :

Cx 1 в 20 =20,5; C х 2в23 = 27.2; C х 3в23 - 30,0; Сх4в23 = 28,0; Схв5в23 = 25,8; Сх6в23 = 26.2;

Значения Схв23, г/м3, при tnx = 23° C по графику Кокса

C х 1в 23 = 24,3; Сх2в23 = 25,2; Сх3в23= 26,6; Сх4в23 = 28,0; Сх5в23 = 28,1; Сх6в23 = 26.2;

Схв23 = (24,3+25,2+26,6+28,0+28,1+26,2) / 6 = 26.4 г/м3

Данное значение приводим по графику Кокса к средней температуре газового пространства t Г х = -0.4°С; которое составит:

Схв23 =5.5г/м3

Коэффициент оборачиваемости:

n х = (2Ч(150 000 / 0,8)) / 6000 = 62.5 условных оборотов в год

6000 К n = 1,15 (по РП-5)

(Для высоко кипящих нефтепродуктов Р38 = 50 мм.рт.ст.)

Коэффициент оснащенности определяем по таблице РП-6: Ко = 1.

Расчет потерь за холодный период года.

G х P = V ж Ч Cx вг Kn ЧКоЧ10-6, т/период

G х p = 187500Ч5,5Ч1,15Ч1,0Ч10Ч10-6 = 1,186 т/период

q х p = (1,186Ч103)/150000 = 0,008 кг/тонну

G сх р = (1,186Ч106) / (4380Ч3600) = 0,015 г/с

Находим площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре:

,

Где, D - диаметр резервуара.

Определяем среднюю высоту газового пространства:

,

где Н - высота корпуса;

Нвзл - высота взлива;

НК - высота корпуса крыши.

Находим объем газового пространства резервуара:

,

гдеFH - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

НГ - средняя высота газового пространства.

Молярная масса бензиновых паров определяется по формуле:

,

где;

ТНК - температура начала кипения бензина, ТНК= 311 К.

Газовую постоянную бензиновых паров находят по формуле:

,

Где, М - молярная масса бензиновых паров.

Среднюю температура нефтепродукта принимаем равной средней температуре воздуха:

,

гдемаксимальная температура воздуха;

минимальная температура воздуха.

Определяем теплопроводность бензина:

,

гдеТп.ср - средняя температура нефтепродукта.

Находим удельную теплоемкость:

,

(для практических расчетов можно принять равной 0,13 Вт/(мК) ).

Рассчитываем коэффициент температуропроводности:

 ,

гдеплотность нефтепродукта при средней температуре нефтепродукта Тп.ср.;

удельная теплоемкость;

теплопроводность;

Находим коэффициент m:

,

гдепродолжительность дня.

По графику для определения расчетного склонения солнца находим среднее расчетное отклонение солнца (для 15 числа месяца).

Для этого дня определяется интенсивность солнечной радиации без учета области или с учетом, в зависимости от задания:

,

гдекоэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности, облачности, запыленности, при безоблачном небе;

географическая широта места установки резервуара.

Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную и горизонтальную плоскости:

; ,

Где, D - диаметр резервуара;

НГ - средняя высота газового пространства.

Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:

,

для сферических и сфероидальных резервуаров:

.

Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

.

Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:

,

гдестепень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67) для алюминиевой краски;

io - интенсивность солнечной радиации;

F - площадь поверхности стенок;

Fo - площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость.

По графикам для определения коэффициентов теплоотдачи находим коэффициенты теплоотдачи в дневное и ночное время в Вт/(м2К):

Где, и - коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

и - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время лучеиспусканием;

и - то же - конвекцией;

и - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время;

и - коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через газовое пространство в дневное и ночное время.

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи и :

;

.

Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формуле:

;

,

Где, и - соответственно коэффициенты теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного времени;

FH - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

F - площадь поверхности стенок;

- теплопроводность бензина.

Определяем избыточные температуры:

,

где;

-минимальная температура воздуха;

- средняя температура нефтепродукта.

,

где;

- максимальная температура воздуха.

;

.

Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:

,

.

По графику для определения давления насыщенных паров нефтепродукта определяем при , Па.

Находим минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:

,

где - объем газового пространства резервуара;

- объем бензина в резервуаре.

При степени заполнения резервуара менее 0,6 определяют минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара по формуле:

,

где ;

и - высоты газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки нефтепродукта;

при известном определяют по графику прирост
относительной концентрации во время выкачки из резервуара с двумя клапанами типа НДКМ, где скорость входящего воздуха определяется по формуле:

,

гдеQ - производительность выкачки;

n - число дыхательных клапанов на резервуаре;

d - диаметр монтажного патрубка дыхательного патрубка;

принимаем по графику зависимость прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий.

Находим температурный напор по графику для определения температурного напора.

Определяем почасовой рост концентрации в газовом пространстве резервуара:

,

где, Па;

D - диаметр резервуара;

Rn - газовая постоянная бензиновых паров;

Тп.ср.- средня температура нефтепродукта.

Определяем продолжительность выхода

ч,

где,

ч , здесь и в градусах.

Находим минимальную и максимальную концентрацию:

,

,

гдеРа - атмосферное давление;

Рmin - минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара.

Рассчитываем максимальное парциальное парциальное давление в газовом пространстве:

.

Находим среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси:

.

Объем вытесняемой паровоздушной смеси:

.

Потери нефтепродукта от “малых дыханий” за 1сутки:

,

где - среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси;

- объем вытесняемой паровоздушной смеси.

Потери нефтепродукта от “малых дыханий” за месяц:

Примеры расчета потерь от испарения

Пример 1

Диаметр резервуара:	12 м
Нефтепродукт:	Бензин
Высота резервуара:	10 м
Температура продукта:	15°С

Общегодовые потери:

Без использования плавающего понтона
	10 лет	20 лет	30 лет
Постоянные потери	8641 л	8641 л	8641 л
Эксплуатационные потери	20347 л	40694 л	61041 л
Итого	28988 л	49335 л	69682 л
С использованием плавающего понтона
Постоянные потери	2799 л	2799 л	2799 л
Эксплуатационные потери	10 л	19 л	29 л
Итого	2809 л	2818 л	2828 л
Годовое сбережение нефтепродукта	26179 л (91,5%)	46517 л (95%)	66854 л (96,4%)

Пример 2

Диаметр резервуара:	25 м
Нефтепродукт:	Бензин
Высота резервуара:	20 м
Температура продукта:	13°С
Средняя высота наполнения:	50 %
Средное изменение температуры:	7°C

Общегодовые потери:

Без использования плавающего понтона
	5 лет	10 лет
Постоянные потери	33803 л	33803 л
Эксплуатационные потери	82684 л	165368 л
Итого	116487 л	199171 л
С использованием плавающего понтона
Постоянные потери	6708 л	6708 л
Эксплуатационные потеры	20 л	40 л
Итого	6728 л	6748 л
Годовое сбережение нефтепродукта	109759л (94,9%)	192403 л (97%)

2.3 Расчёт внутреннего давления вертикального резервуара

Основной объем выбросов вредных веществ в атмосферу от испарения нефтепродуктов в резервуарах происходит за счет вытеснения газовоздушной смеси из резервуара в процессе его заполнения. Объем этой смеси примерно равен объему используемой нефти.

Количество вредных веществ в газовоздушной смеси зависит от вида нефтепродукта, температур продукта и газовой смеси.

Количество выбросов зависит от оснащенности резервуаров техническими средствами сокращения потерь на испарение и режима эксплуатации резервуаров.

Расчет потерь от испарения проводится за теплый (шесть наиболее теплых месяцев года) и холодный (шесть наиболее холодных месяцев) периоды года.

Расчет температурного режима резервуаров.

tr = K 4 х ( K 1 + К2 х ta + К3 х t ж )

где ta , t ж - среднеарифметические значения температур наружного воздуха и жидкости в резервуаре за соответствующие периоды года, ° С;

K 1 , К2, К3 - опытные коэффициенты, принимают по Приложению Б ;

К4 - опытный коэффициент, для холодного периода года равен единице, для теплого периода - равен единице для подземных резервуаров, а для наземных - принимается по Приложению В .

Определение давления насыщенных паров низкокипящих нефтепродуктов.

По результатам единичных определений рассчитываются среднеарифметические значения температуры проб нефтепродуктов, единичные значения которых принимаются равными соответствующей температуре воздуха в лабораторном помещении:



где t л - средняя температура проб нефтепродукта, численно равная средней температуре воздуха в помещении за n - число единичных измерений, °С.

t л i - температура воздуха в помещении при i -том измерении, численно равная температуре пробы нефтепродукта, оС.

2.3.2.2. Каждое значение давления насыщенных паров нефтепродукта соответствующее температуре t л i , приводится к средней температуре t л. По полученным значениям рассчитывается среднеарифметическое значение Pt л , мм.рт.ст.:

Значение Pt л приводится передней температуре газового пространства t г Значения давлений насыщенных паров нефтепродуктов могут приводиться к соответствующим температурам t л и t г по графику Кокса.

Значения давлений насыщенных паров Pt г , мм.рт.ст., индивидуальных жидкостей (бензол, толуол, ксилолы и т.д.) рассчитывают по формулам Антуана

где А, В, С- константы, зависящие от природы вещества.

При расхождении за период обследования температур воздуха в лабораторном помещении не более 2°С, величина Pt л может быть рассчитана по формуле:

Для некоторых органических соединений значения коэффициентов приведены в табл.1.

Таблица 1 Давление насыщенных паров органических соединений в зависимости от температуры.

Наименование продукта	Формула	Уравнение	Температурный интервал, оС	А	В	С
			от	до
Метиловый спирт (метанол)	С H 4 О	1	-62	-44	8,9547	2049,2	-
		1	7	153	8,349	1853,0	-
Метилэтил кетон	C 4 H 8 O	1	-15	85	7,764	1725,0	-
Пентан	C 5 H 12	2	-30	120	6,87372	1075,82	233,36
Гексан	С6 H 14	2	-60	110	6,87776	1171,53	224,37
Бензол	С6Н6	2	-20	5,5	6,48898	902,28	178,1
			5,5	160	6,91210	1214,64	221,20
Фенол	C 6 H 6 O	2	0	40	11,5638	3586,36	273,0
			41	95	7,86819	2011,4	222,0
Толуол	С7 H 8	1	-92	15	8,330	2047,3	-
		2	20	200	6,95334	1343,94	219,36
Этилбензол	С8Н10	2	20	45	7,32525	1628,0	230,7
		2	45	190	6,95719	1424,26	213,21
o -Ксилол	C 8 H 10	2	25	50	2.3.35638	1671.8	231.0
м-Ксилоп	C 8 H 10	2	25	45	7,36810	1658,23	232,3
		2	45	195	7,00908	1462,27	215,1
n -Ксилол	C 8 H 10	2	25	45	7,32611	1635,74	231,4
		2	25	45	6,99052	1453,43	215,31



Р - давление насыщенного пара, мм рт.ст.;

Т - абсолютная температура, °К;

t - температура, °С.

Определение весовой концентрации насыщенных паров нефтепродуктов.

Для низкокипящих нефтепродуктов.

Рассчитывается объемная концентрация паров С i о , доли единицы:

где Pi - давление насыщенных паров нефтепродуктов при i -ом измерении;

Ра - барометрическое давление при i -ом измерении.

Расчет весовой концентрации проводится по формуле:

С iв=С i o х р i n

где С i в , рв - весовая концентрация (кг/м3) и плотность насыщенных паров (кг/м3) при температуре ti .

Для высококипящих нефтепродуктов.

Весовая концентрация насыщенных паров высококипящих нефтепродуктов (керосин, дизтопливо, мазут/ др.) определяется непосредственно хроматографическим путем при температуре паров испытуемого нефтепродукта время насыщения.

Значения С1в, (кг/ м3) приводятся к соответствующей температуре ti по графику Кокса.

По весовому содержанию углеводородных компонентов в парах рассчитывается молекулярный вес нефтяных и бензиновых паров:

где Ci - среднеарифметическое содержание i -го компонента в парах, % вес;

Mi - молекулярный вес i -го компонента, определяется по его химической формуле или по [ 2].

Плотность паров при нормальных условиях со, кг/ м3, рассчитывается по формуле

Плотность паров при температуре ti г , °С, барометрическом давлении Ра, мм. рт.ст., определяется:

Определение коэффициентов оборачиваемости К n и оснащенности К o.

Рассчитывается условная оборачиваемость резервуаров n , об/год, для каждого из периодов года:

где V i ж - объем нефтепродукта за соответствующий период года, проходящего через группу одноцелевых резервуаров, м3; VP - суммарный объем одноцелевых резервуаров, м3.

По соответствующим формулам раздела рассчитывается давление насыщенных паров при tr = 38 °С (Р38).

По Приложению Д в зависимость от оборачиваемости ( ni ), давления насыщенных паров (Р38) и климатической зоны определяется значение Кп.

Из Приложения Е по оснащенности и режиму эксплуатации резервуаров определяется значение коэффициента Ко.

При наличии инструментальных данных по определению эффективности понтона значение Ко принимается равным:

Ко = 1 - Э n Ч10-2,

где Э n - эффективность работы понтона, %.

Расчет потерь из резервуаров.

Расчет проводится за периоды года.

Для резервуаров с низкокипящими нефтепродуктами, т/период:

где Ptr , с ntr - давление и плотность насыщенных паров при средней температуре газового пространства, соответственно мм.рт.ст. и кг/м3.

Ра - среднее барометрическое давление, мм рт.ст.

Удельные потери qp (кг/тонну) рассчитываются по формуле:

где dt - плотность нефтепродукта при средней температуре t Ж в резервуаре, т/м3

Потери в единицу времени GPC (г/с) рассчитываются по формуле:

где ф - время эксплуатации одноцелевых резервуаров, час.

Для резервуаров с высококипящими нефтепродуктами.

GP = VжЧСвЧКnЧКoЧ10-3

где Св - весовая концентрация насыщенных паров при средней температуре газового пространства, кг/м3.

Расчет величин qp и GPC проводится аналогично расчету для низкокипящих нефтепродуктов.

2.4 Расчет массы плавающей крыши вертикального резервуара

Находим массу понтона:

Sц.ч. - масса центральной части (мембраны):

Sц.ч. = р (Rp - lзаз - lпонт)2 дц.ч. сст

где lзаз - расстояние между стенкой резервуара и плавающей крышей, по условию 190 мм; lпонт - ширина поплавковой части, равная 2800 мм; дц.ч = 9 мм; сст=2700 кг/м3.

Sц.ч. = 3,14 (20,36 - 0,19 - 2,8)2 0,009. 2700=23,033т.

Sкор. - масса короба:

Sкор. = (Ркор / 2800) [р (Rp - lзаз)2 - р (Rр - lзаз-lпонт)2] дкор сст;

где Ркор - периметр короба; дкор = 6 мм.

Ркор=370+260+2800+2910=6340мм=6,3м

Sкор. = (6,3/2,8) [3,14 (20,36 - 0,19)2 - 3,14 (20,36 -0,19 - 2,8)2] 0,006 2700 = 12,036 т.

Тогда масса понтона:

Sпонтона = Sц.ч. + Sкор. = 23,033 + 12,036=35,069

1. Понтоны - эффективное средство сокращения потерь нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов от «малых и больших дыханий» и «обратного выдоха» резервуара.

2. Эффективность применения понтонов для сокращения потерь нефти или нефтепродуктов определяется степенью герметизации зазора между понтоном и стенкой резервуара и вокруг направляющих стоек, что зависит от конструкции уплотняющего затвора.

3. По конструкции вертикальных резервуары бывают с плавающей крышей и понтоном в которых газовое пространство практически сведено к нулю; резервуары с «дышащей» крышей, которые имеют возможность поддавать крышу в период интенсивного процесса и создавать дополнительный объем газового пространства испарения и создавать дополнительный объем газового пространства для приёма и сохранения паров бензина в течение солнечного дня, а ночью три конденсации этих паров опускать ее в первоначальное положение; резервуары повышенного давления, работающие при таких давлениях, которые исключают потери от малых «дыханий», так как при испарении пары бензина не выходят в атмосферу, а скапливаются в резервуаре, повышая внутреннее давление. Для уменьшения потерь для всех районов избыточное давление принимается равным 0,026 мПа.

4. По расчетам массы плавающей крыши вертикального резервуара равна

Sпонтона = Sц.ч. + Sкор. = 23,033 + 12,036=35,069

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЛАБОРАТОРНОГО СТЕНДА

3.1 Составление технологической схемы лабораторного стенда

Для разработки лабораторного стенда вертикального резервуара анализировали современные макетные установки

Рис. 18. Макет вертикального резервуара из современных производителей макетов.

В кафедре «Агроинженерия» мы с научным руководителем разработали макет лабораторного вертикального резервуара (рис. 19).

Разработанный лабораторный стенд состоит из:

1 - уплотнительная камера;

2 - ручной насос;

3 - понтон;

4 - манометр;

5 - линейка.

Для проведений лабораторного исследования резервуар на половину заполняется горючем. Вставляется плавающая крыша которая плотно прилагается к внутреннем стендам резервуара. При помощи ручного насоса внутри резервуара искусственно (имитация пара горючего) создается давления. Численное значение создаваемого давления контролируется манометром. При определенном давлений плавающая крышка поднимается величина которого определяется при помощи линейки. По достижении определенного размера газового пространства теоретический рассчитывается объем. Для опускания плавающего крыши в исходное положение открывается его клапан.

3.2 Расчет технологической схемы лабораторного стенда

Резервуары с плавающей крышей оборудованы люками и замерными устройствами с дыхательными клапанами.

Дыхательный клапан необходим для защиты крыши от вакуума при полной откачке нефтепродукта и избыточного давления при закачке, когда крыша находится в нижнем положении.

В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:

1) двойная понтонная крыша, состоящая из герметичных отсеков-понтонов, обеспечивающих её непотопляемость при нарушении герметичности одного или нескольких понтонов

2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметичные отсеки, препятствующие потеплению крыши.

Сила трения, возникающая в результате прижатия затвора к корпусу резервуара, и вес понтона с нагрузкой должны быть несколько меньше подъемной силы понтона:

где: - вес понтона плавающей крыши; = 7 кг.

- вес оборудования воды, наливаемой на понтон, обслуживающего персонала и другие нагрузки; = 2 кг

- площадь контакта затвора с корпусом; = 0,063 м2

- коэффициент трения между затвором и внутренней поверхностью стенки резервуара. = 0,8

Подъемная сила понтона:

где: - диаметр понтона; = 0.29 м

- глубина погружения понтона; = 0.3 м

- наименьшая плотность хранимой жидкости, = 0,7-0,8

Рассчитываем подъемную силу понтона для трех плотностных жидкостей

1) При = 0.7

= 45,73 Н

2) При = 0.75

= 48,99 Н

3) При= 0.8

= 52,26 Н

Положение ватерлинии понтона

= 0,154 м

Строительная высота понтона . Отношение силы прижатия затвора к подъемной силе понтона характеризует эффективность затвора по плотности прилегания.

Удельное давление, отвечающее реальным условиям работы затвора в резервуаре, составляет q = 0,005 МПа

3.3 Расчет массы плавающей крыши вертикального резервуара

Конструктивно понтон включает в себя периферийную юбку, поплавки, балки, настил, опорные стойки и различное основное и дополнительное оборудование.

Необходимое количество поплавков обеспечивают понтону заданную плавучесть(не менее чем двойной собственный вес при разгерметизации двух поплавков). Запас плавучести понтона -- 100%.

Поплавки обеспечивают поперечную жесткость конструкции, а также служат для передачи нагрузки от собственного веса конструкции на опорные стойки. Поплавки располагаются параллельными рядами в центральной части понтона и по окружности на периферии, причем в каждом ряду поплавки жестко скреплены между собой.

Периферийная юбка образует гидрозатвор, исключающий прорыв паров хранимого продукта из-под экрана в газовое пространство резервуара, для чего она погружена в продукт не менее 100 мм. Конструктивно периферийная юбка состоит из элементов, собираемых друг с другом встык на болтах.

38D+264D2(кг),

где D-диаметр резервуара в метрах

1. Находим массу понтона:

Sц.ч. - масса центральной части (мембраны):

Sц.ч. = р (Rp - lзаз - lпонт)2 дц.ч. сст

где lзаз - расстояние между стенкой резервуара и плавающей крышей, по условию 19 мм; lпонт - ширина поплавковой части, равная 28 мм; дц.ч = 9 мм; сст=2700 кг/м3.

Sц.ч. = 3,14 (20,36 - 0,19 - 2,8)2 0,009. 27=2,303 кг

Sкор. - масса короба:

Sкор. = (Ркор / 28) [р (Rp - lзаз)2 - р (Rр - lзаз-lпонт)2] дкор сст;

где Ркор - периметр короба; дкор = 6 мм.

Ркор=3,7+2,6+28+29=86 мм

Sкор. = (0,86/0,28) [3,14 (20,36 - 0,19)2 - 3,14 (20,36 -0,19 - 0,28)2] 0,006 27 = 4,3кг.

Тогда масса понтона:

Sпонтона = Sц.ч. + Sкор. = 2,303 + 4,3=6,603 кг

1. Для проведений лабораторного исследования резервуар на половину заполняется горючем. Вставляется плавающая крыша которая плотно прилагается к внутреннем стендам резервуара. При помощи ручного насоса внутри резервуара искусственно (имитация пара горючего) создается давления. Численное значение создаваемого давления контролируется манометром. При определенном давлений плавающая крышка поднимается величина которого определяется при помощи линейки. По достижении определенного размера газового пространства теоретический рассчитывается объем. Для опускания плавающего крыши в исходное положение открывается его клапан.

2. Резервуары с плавающей крышей оборудованы люками и замерными устройствами с дыхательными клапанами.

3. Дыхательный клапан необходим для защиты крыши от вакуума при полной откачке нефтепродукта и избыточного давления при закачке, когда крыша находится в нижнем положении.

4. Конструктивно понтон включает в себя периферийную юбку, поплавки, балки, настил, опорные стойки и различное основное и дополнительное оборудование.

5. Необходимое количество поплавков обеспечивают понтону заданную плавучесть(не менее чем двойной собственный вес при разгерметизации двух поплавков). Запас плавучести понтона -- 100%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Борьба с потерями нефтепродуктов в настоящее время очень актуальна и приобретает на нефтяных объектах все большее распространение, т.к. легче и экономичнее внедрить мероприятие, быстро себя окупающее, чем вводить новую скважину в эксплуатацию.

В своей работе я предпринял попытку разобрать вопрос определения величины потерь «от большого дыхания» резервуара, но существуют и другие разновидности потерь легких фракций от испарения, такие как потери от «малого дыхания», от обратного выдоха, от вентиляции газового пространства, от выдувания «газового сифона» и т.д.

В качестве жидких потерь тоже существует немало различных видов - аварий, утечки, смешение при последовательной перекачке, слив остатков цистерн на промывочно-пропарочных пунктах, зачистке резервуаров, перелив резервуаров, неполная очистка сточных вод перед сбросом в водоемы.

Во втором разделе при анализе методов борьбы с потерями ограниченный объем выпускной работы не позволил остановиться еще на ряде способов, применяющихся у нас в России и за рубежом.

Сюда можно отнести газоуравнительную систему с газосборником и без него, перевод резервуаров на повышенное избыточное давление, изотермическое хранение, применение микрошариков и пен и т.д.

Понтоны - эффективное средство сокращения потерь нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов от «малых и больших дыханий» и «обратного выдоха» резервуара.

Эффективность применения понтонов для сокращения потерь нефти или нефтепродуктов определяется степенью герметизации зазора между понтоном и стенкой резервуара и вокруг направляющих стоек, что зависит от конструкции уплотняющего затвора.

По конструкции вертикальных резервуары бывают с плавающей крышей и понтоном в которых газовое пространство практически сведено к нулю; резервуары с «дышащей» крышей, которые имеют возможность поддавать крышу в период интенсивного процесса и создавать дополнительный объем газового пространства испарения и создавать дополнительный объем газового пространства для приёма и сохранения паров бензина в течение солнечного дня, а ночью три конденсации этих паров опускать ее в первоначальное положение

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Едигаров С. Г., Юфин В. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Бостоптехиздат, 1961.

Лабораторный практикум на ЭВМ. Исследование потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров типа РВС. Уфа, УГНТУ, 1997.

Методические указания к выполнению контрольных и домашних заданий по курсу "Эксплуатация газохранилищ и нефтебаз". Уфа, УНИ, 1992.

Строительные конструкции нефтегазовых объектов: учебник/ Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков и др. - СПб.: ООО «Недра», 2008.

ПБ 03 - 605 - 03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

ВСН 311-87 «Инструкция по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров».

Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000м3. РД-16.01-60.30.00-КТН-026-1-04.

Размещено на Allbest.ru