Проект перевалочной нефтебазы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и образования российской федерации

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Курсовой проект

По дисциплине: проектирование и эксплуатация нефтебаз

На тему: проект перевалочной нефтебазы

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

1.1 Определение вязкости

1.2 Определение плотности

1.3 Определение давления насыщенных паров

2. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ТИПОРАЗМЕРОВ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1 Выбор оптимального типоразмера резервуара для бензина Аи-93

2.2 Выбор оптимального типоразмера резервуара для бензина Аи-76

3. КОМПОНОВКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

4. ПОДБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Подбор насосного оборудования

4.2 Подбор электродвигателей насосов

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1 Гидравлический расчет участка «насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-93»

5.2 Гидравлический расчет участка «насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-76»

5.3 Гидравлический расчет участка «резервуар для хранения бензина Аи-93 - насосная станция»

5.4 Гидравлический расчет участка «резервуар для хранения бензина Аи-76- насосная станция»

5.5 Гидравлический расчет участка «причал - насосная станция»

5.6 Гидравлический расчет участка «насосная станция - авто»

6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

7. РАСЧЕТ ПРИЧАЛА

8. РАСЧЕТ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ ЭСТАКАДЫ

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.

Нефтебазы и склады для хранения нефти и нефтепродуктов по назначению разделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие собой самостоятельные предприятия (например, нефтебазы системы нефтеснабжения); ко второй группе нефтебаз относятся склады, входящие в состав промышленных, транспортных и других предприятий. резервуар насосный трубопровод эстакада

По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразделяются на перевалочные и распределительные.

К перевалочным относятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь таким образом основными промежуточными звеньями между районами производства и районами потребления нефти и нефтепродуктов. К таким нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные перевалочные и др. Перевалочные нефтебазы - это преимущественно крупные нефтебазы, которые могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны.

Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребителям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной поставки. Эти нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы, однако они наиболее многочисленны.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Для определения расчётных данных необходимо знать максимальную и минимальную температуры района нефтебазы (г. Сочи). нефтепродукта. Согласно [1] принимаем минимальную температуру (-14 °С); максимальную температуру (38 °С).

1.1 Определение вязкости

Расчет вязкости проводится при минимальной и максимальной температурах района проектирования.

Основная расчетная зависимость для вязкости:

(1.1)

где - вязкость при температуре t, м2/с;

- вязкость при известной температуре , м2/с;

t - температура нефтепродукта, °С;

U - показатель крутизны вискограммы, 1/°С,

(1.2)

где - вязкость при температуре t1; м2/с;

- вязкость при температуре t2; м2/с.

Определим вязкость при расчетных температурах для бензина Аи-93. Согласно табл. 11.2 [2] принимаем ; .

 ;

;

.

Определим вязкость при расчетных температурах для бензина Аи-76. Согласно табл. 11.2 [2] принимаем ; .

;

;

.

1.2 Определение плотности

Расчет плотности также проводится при минимальной и максимальной температурах района проектирования.

Основная расчетная зависимость для плотности:

(1.3)

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

- плотность нефтепродукта при 20 °С, кг/м3;

t - температура нефтепродукта, °С;

- коэффициент объемного расширения, 1/К.

Определим плотность при расчетных температурах для бензина Аи-93. Согласно табл. 11.2 [2] принимаем = 760 кг/м3; согласно табл. 1.1 прил.1 [3] принимаем = 0,001068.

кг/м3;

кг/м3.

Определим плотность при расчетных температурах для бензина Аи-76 Согласно табл. 11.2 [2] принимаем = 780 кг/м3; согласно табл. 1.1 прил.1 [3] принимаем = 0,00101.

кг/м3;

кг/м3.

1.3 Определение давления насыщенных паров

Давление насыщенных паров определяется при наихудших условиях, то есть при максимальной температуре продукта по формуле:

(1.4)

где - давление насыщенных паров при расчетной температуре, Па;

- давление насыщенных паров по Рейду, Па;

T - температура, при которой определяется , °К.

Определим давление насыщенных паров при расчетной температуре для бензина Аи-93 и бензина Аи-76. Согласно табл. 1.2 прил. 1 [3] принимаем = 600 мм.рт.ст. Таким образом, переводя давление насыщенных паров в Па, имеем:

Па;

Па.

2. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ТИПОРАЗМЕРОВ РЕЗЕРВУАРОВ

Подбор типоразмеров резервуаров производится отдельно для каждого вида продукта. Для этого изначально определим годовой грузооборот для каждого нефтепродукта по формуле:

(2.1)

где Gi - годовой грузооборот i-го нефтепродукта, т;

Gгод - годовой грузооборот нефтебазы, т;

х - доля i-го нефтепродукта в общем грузообороте нефтебазы, %;

Согласно заданию: Gгод = 500000 т; доля бензина Аи-93 - 50%; доля бензина Аи-76 -50%.

т;

т.

Переведем полученные массовые годовые грузообороты в объемные межнавигационной потребности. Учитывая климатические особенности г. Сочи [1], примем период между навигациями 12 месяцев.

(2.2)

где Vi - среднемесячное потребление i-го нефтепродукта, м3;

- средняя плотность i-го нефтепродукта при наихудших условиях, т.е. при максимальной температуре.

 м3,

м3.

Необходимый полезный объем резервуарного парка для i-го нефтепродукта VРПi согласно [2] для речной перевалочной нефтебазы с незамерзающими путями можно определить формуле:

(2.3)

где Qi - среднемесячное потребление i-го нефтепродукта, м3;

- страховой запас i-го нефтепродукта, %.

Согласно рекомендациям [4] для продуктов с давлением насыщенных паров свыше 200 мм.рт.ст. необходимо использовать резервуары с понтоном или с плавающей крышей. Соответственно, принимаем для бензина Аи-93 и Аи-76 резервуар с понтоном;

2.1 Выбор оптимального типоразмера резервуара для бензина Аи-93

Согласно табл. 11.5 [2] принимаем = 20 %.

По формуле (2.3) определяем необходимый объем резервуарного парка:

м3.

Согласно рекомендациям [5] для выбора оптимального типоразмера резервуаров принимаем резервуары с понтоном следующих номинальных объемов: 5000, 10000, 20000 м3.

Согласно [5] резервуарный парк, оснащенный выбранными резервуарами, должен соответствовать следующим требованиям:

- иметь минимальный неиспользуемый объем резервуаров не превышающий 10%;

- иметь наименьшие металлозатраты;

Неиспользуемый объем резервуарного парка находится как разница фактического объема, определяемого по формуле (2.4) и необходимого полезного объема резервуарного парка:

; (2.4)

; (2.5)

где Vнеисп. - неиспользуемый объем резервуарного парка м3;

VГ.Р. - полезный объем группы резервуаров, м3;

n - количество резервуаров в группе, шт.;

VР - полезный объем резервуара, м3.

Металлозатраты на сооружение резервуарного парка можно определить по формуле:

(2.6)

где МГ.Р. - масса группы резервуаров, т.;

Уст - удельный расход стали на сооружение 1 м3 полезного объема резервуара, руб/м3.

Итак, определяем неиспользуемый объем, металлозатраты и сметную стоимость на сооружение резервуарного парка с 8-ю резервуарами полезным объемом 4900 м3 по формулам (2.4) - (2.6).

м3;

 м3;

т;

Таблица 1 Технико-экономические показатели резервуаров

Показатели	Номинальный объем, м3
	5000	10000	20000
Полезный объем, м3	4900	10300	15300
Внутренний диаметр, м	20,9	28,5	39,9
Высота стенки, м	14,9	17,9	17,9
Расход метала, т	119,8	224,2	438,5
Расход стали на 1 м3 полезного объема, кг	24,5	21,8	21

Таблица 2 Выбор оптимального количества резервуаров

Резервуары	Количество	Общая масса, т	Неиспользуемый объем, м3
5000	8	960,4	960,4<10%
10000	4	898,16	2644<10%
20000	2	877,8	3243<10%

Как видно из табл.2 по наиболее оптимальным вариантом является резервуарный парк с 2-мя резервуарами номинальным объемом 20000 м3, т.к. ему соответствует минимальная общая масса резервуаров (экономически выгоднее), но неиспользуемый объем больше остальных конкурирующих вариантов, который можно использовать как дополнительный страховой запас при неравномерном сезонном поступлении нефтепродуктов.

2.2 Выбор оптимального типоразмера резервуара для бензина Аи-76

По формуле (2.2) определяем необходимый объем резервуарного парка:

 м3.

Согласно рекомендациям [5] для выбора оптимального типоразмера резервуаров принимаем резервуары с понтоном крышей следующих номинальных объемов: 5000, 10000, 20000 м3. В качестве примера приведем расчет данных показателей для резервуара с номинальным объемом 5000 м3, результаты по остальным резервуарам, а также основные данные о рассматриваемых резервуарах сведем в табл. 4. Данные по резервуарам взяты из прил.2 [3] и табл. 30 [4]. Итак, определяем неиспользуемый объем, металлозатраты и сметную стоимость на сооружение резервуарного парка с 6-ю резервуарами полезным объемом 4900 м3 по формулам (2.4) - (2.6).

м3;

м3;

т;

Таблица 3 Технико-экономические показатели резервуаров

Показатели	Номинальный объем, м3
	5000	10000	20000
Полезный объем, м3	4900	10300	20900
Внутренний диаметр, м	20,9	28,5	39,9
Высота стенки, м	14,9	17,9	17,9
Расход метала, т	119,8	224,2	438,5
Расход стали на 1 м3 полезного объема, кг	24,5	21,8	21

Таблица 4 Выбор оптимального количества резервуаров

Резервуары	Количество	Общая масса, т	Неиспользуемый объем, м3
5000	8	960,4	1671<10%
10000	4	898,16	3671<10%
20000	2	877,8	4271>10%

Как видно из табл.4 по всем трем критериям наиболее оптимальным вариантом является резервуарный парк с 4-я резервуарами номинальным объемом 10000 м3.

Аналогичным же образом, приняв резерв, который будет составлять 20-30% от общего объема группы резервуаров одного продукта, подберем аварийные резервуары.

Окончательно принимаем для бензина Аи-93 резервуары РВС - 20000 в количестве 2 штук плюс 1 резервуар РВС - 10000 резервный и для Аи-76 4 резервуара РВС - 10000 с понтоном плюс 1 РВС-10000 с понтоном резервный.

3. КОМПОНОВКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются по категориям согласно СНиП 2.11.03-93 [6]. Данный резервуарный парк относится ко 1-ой категории.

Согласно [6] резервуары следует размещать группами по видам хранимых нефтепродуктов и/или типам резервуаров. Таким образом, принимаем 2 группы резервуаров: одну для бензина Аи-93, другую для бензина Аи-76. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах согласно [6], для наземных резервуаров объемом 20000 м3 и более должно быть 60 м; объемом до 20 000 м3 - 40 м.

Минимальные расстояния между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе согласно [6] определяются по формулам:

- для резервуаров с понтоном

; (3.1)

- для резервуаров со стационарной крышей

, (3.2)

где lP-P - расстояние между стенками соседних резервуаров в группе, м;

DP - диаметр резервуара, м.

Если полученные расчетные значения по формулам (3.1), (3.2) превышают 30 м, то следует принимать lP-P = 30 м.

По периметру группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стенку из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стенки группы резервуаров согласно [6] должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования согласно [6] следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10000 м3 и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м3 и более.

Высота обвалования группы резервуаров определяется по формуле:

(3.3)

где hобв - высота обвалования, м;

Vp - полезный объем наибольшего резервуара в группе, м3;

D - диаметр наибольшего резервуара в группе, м;

a, b - стороны обвалования, м.

Определим расстояния между резервуарами в группе:

- для бензина Аи-93 (принимаем диаметр резервуара по табл.1)

м;

Принимаем м

- для бензина Аи-76 (принимаем диаметр резервуара по табл.3)

м.

Принимаем м

Определим высоту обвалования по формуле (3.3):

- для группы резервуаров бензина Аи-93

м,

принимаем hобв = 1,72 м;

- для группы резервуаров бензина Аи-76

м,

принимаем hобв = 1,5 м.

4. ПОДБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Эксплуатация технологических трубопроводов нефтебаз невозможна без использования насосной станции, которая является важнейшим объектом нефтебаза и предназначена для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов.

Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные насосы, которые отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации. Для них требуются более легкие фундаменты, и они могут соединяться с электродвигателем без промежуточных редукторов.

Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапана, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и системы управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП 106-79 и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением.

4.1 Подбор насосного оборудования

Подпор насосов удобнее всего проводить по производительности приемо-раздаточного устройства (ПРУ) резервуара.

Согласно прил. 23 [2] для резервуаров номинальным объемом 20000 м3 для хранения бензина Аи-93 принимаем ПРУ условного диаметра 700 мм. Согласно табл. 4.1 прил.4 [3] пропускная способность ПРУ Dу = 700 мм по светлым нефтепродуктам составляет 2200-3500 м3/ч, принимаем Q =2400 м3/ч.

Для компоновки насосной станции целесообразно использовать насосы типа НД. Для принятой производительности по табл. 3.1 прил. 3 [3] выбираем 3 насоса марки 12НДС-Нм (Q=800 м3/ч,D = 460 мм; развиваемый напор - 28 м; допустимый кавитационный запас 5,2 м; электродвигатель ВАО2-280М6 мощностью 110 кВт и частотой вращения 1000 об/мин).

Для бензина Аи-76 принимаем ПРУ условного диаметра 500 мм. Согласно табл. 4.1 прил.4 [3] пропускная способность ПРУ Dу = 500 мм по светлым нефтепродуктам составляет 1100-1150 м3/ч, принимаем Q = 1000 м3/ч.

Для принятой производительности по табл. 3.1 прил. 3 [3] выбираем 3 насоса марки 8НДв-Нм (Q=450 м3/ч,D = 500 мм; развиваемый напор -34,5 м; допустимый кавитационный запас 6,2 м; электродвигатель ВАО2-280М6 мощностью 110 кВт и частотой вращения 1000 об/мин).

Для окончательного выбора насосно-силового агрегата производиться его проверка на всасывающую способность

(4.1)

где - допустимый кавитационный запас, м;

Hs - допустимая высота всасывания насоса, м.

Допустимую высоту всасывания можно определить по формуле:

(4.2)

где Ра - давление барометрическое, Па;

Ps - давление насыщенных паров, Па;

- плотность нефтепродукта при максимальной температуре воздуха, кг/м3;

- скорость жидкости во входном патрубке, м2/с;

g - ускорение свободного падения, м2/с.

Принимаем Ра = 98100 Па; g = 9,81 м/с2. Согласно табл. 4.3 прил. 4 [3] принимаем скорость жидкость во входном патрубке для бензина Аи-93 и бензина Аи-76 = 1,5 м/с.

Определяем допустимую высоту всасывания:

- для бензина Аи-93

м;

- для бензина Аи-76

м.

Проверка условия (4.1):

- для бензина Аи-93

- условие выполняется;

- для бензина Аи-76

- условие выполняется.

Следовательно, по условию всасывания выбранные насосы подходят для обоих продуктов.

4.2 Подбор электродвигателей насосов

Подбор электродвигателей производится по требуемой мощности, определяемой по формуле:

(4.3)

где Nдв - мощность электродвигателя, кВт;

Кз - коэффициент запаса мощности, принимается в размере 1,15 для двигателей Nдв < 500 кВт; и 1,1 для двигателей Nдв > 500 кВт;

- плотность перекачиваемого продукта при самой низкой температуре, кг/м3;

Q - максимальная производительность, которую имеет насос при его эксплуатации, м3/ч;

Н - напор насоса, соответствующие максимальной производительно-сти насоса, м; - кпд насоса;

- кпд двигателя, принимается равным кпд насоса.

Согласно табл. 7.12 [7] принимаем для насоса марки 8НДв-Нм и 12НДС-НМ = 0,8.

Определяем потребляемую мощность насоса:

- для бензина Аb-93

кВт;

- для бензина Аи-76

кВт.

Таким образом, электродвигатель насоса марки ВАО2-280М6 мощностью 110 кВт обеспечивает необходимую энергию для перекачки обоих нефтепродуктов.

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Цель гидравлического расчета - обеспечение заданной производительности перекачки. Перед гидравлическим расчетом трубопроводов выполняют предварительную технологическую схему нефтебазы, по которой определяют отметки и плановое положение любого трубопровода и получают данные, необходимые для гидравлического расчета. Расчет ведут исходя из максимальных расходов приемо-раздаточных устройств (нефтепричалов, железнодорожных эстакад и др.), заданной производительности (грузооборота), вязкости и плотности нефтепродуктов и разности отметок основных технологических сооружений (резервуаров, насосных станций). В процессе гидравлического расчета трубопроводов определяют обычно оптимальный диаметр трубопроводов, исходя из обеспечения заданной производительности перекачки с учетом потерь напора, и производят подбор насосно-силового оборудования. Кроме того, для всасывающих линий насосов проводится проверка.

При применении насосной установки рассчитывается рабочий режим насосной установки, определяют мощность двигателя. 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.

Для одновременного приема нефтепродуктов с железнодорожных цистерн предусмотрено два трубопровода от эстакады до насосной станции. Для одновременного отпуска нефтепродуктов на речные танкеры предусмотрено два трубопровода от насосной станции до причала.

Для выполнения гидравлического расчета технологических трубопроводов необходимо просчитать следующие участки:

1. для приема нефтепродуктов с причала:

- причал - насосная станция;

2. для внутрибазовой перекачки:

- насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-93;

- насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-76;

- резервуар для хранения бензина Аи-76 - насосная станция;

- резервуар для хранения бензина Аи-93;- насосная станция;

3. для налива нефтепродуктов в танкеры:

- насосная станция - ж/д.

Далее описывается методика проведения гидравлического расчета на примере участка «насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-93», расчет для остальных участков приводится по аналогичным формулам с описанием только отличительных особенностей.

5.1 Гидравлический расчет участка «насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-93»

Гидравлический расчет технологических трубопроводов начинается с предварительного определения внутреннего диаметра трубопровода:

(5.1)

где Q - производительность ПРУ резервуара, м3/ч;

- скорость движения жидкости в трубопроводе, м/с.

Предварительно принимаем скорость движения по табл. 4.3 прил. 4 [3]. Данный трубопровод является нагнетательным, принимаем = 2,5 м/с.

 м.

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту. Согласно табл. 4.6 прил. 4 [3] принимаем наружный диаметр Dн = 351 мм и толщину стенки =8 мм. Уточняем внутренний диаметр трубопровода по формуле:

. (5.2)

м.

После этого определяем фактическую скорость движения жидкости в трубопроводе, выражая ее из формулы (5.1):

. (5.3)

м/с.

Определяем режим течения жидкости. Для определения режима течения находим число Рейнольдса и его предельные значения. Число Рейнольдса необходимо определять для наихудших условий, то есть для максимальной расчетной вязкости (при минимальной температуре):

, (5.4)

(5.5)

(5.6)

где - вязкость при минимальной температуре, м2/с;

- эквивалентная шероховатость труб, мм.

Согласно [3] принимаем новые бесшовные стальные трубы с = 0,02 мм.

;

;

.

Так как , то режим течения турбулентный (зона смешанного трения). В данном случае коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:

. (5.7)

.

Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

(5.8)

где l - длина рассматриваемого участка, м;

- коэффициент местных сопротивлений.

Длину участка и наличие местных сопротивлений определяем согласно рис.2; а коэффициенты местных сопротивлений - согласно табл. 4.5 прил. 4 [3].

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 8 шт. ( = 0,32);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- вход в резервуар через хлопушку ( = 1).

.

м.

Определим высоту взлива жидкости в резервуаре по формуле:

(5.9)

где Нвзл - высота взлива, м;

kи - коэффициент использования для резервуара.

Нр - высота резервуара, м.

Согласно табл. 2.4 прил.2 [3] принимаем kи = 0,84.

Согласно табл.1 принимаем Нр = 17,9 м.

м.

Определяем полные потери напора на участке по формуле:

(5.10)

где - разность геодезических отметок трубопровода, м.

В рамках курсовой ориентировочно можно принять = 0,5 м.

м.

Так как максимальный напор принятого насоса составляет 28 м, то для перекачки бензина Аи-93 по данному участку его будет достаточно. Регулирование напора производится путем дросселирования.

5.2 Гидравлический расчет участка «насосная станция - резервуар для хранения бензина Аи-76»

Предварительно принимаем скорость движения по табл. 4.3 прил. 4 [3]. Данный трубопровод является нагнетательным, принимаем = 2,0 м/с.

м.

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту. Согласно табл. 4.6 прил. 4 [3] принимаем наружный диаметр Dн = 299 мм и толщину стенки = 6 мм. Уточняем внутренний диаметр трубопровода по формуле (5.2):

м.

После этого определяем фактическую скорость движения жидкости в трубопроводе по формуле (5.3):

м/с.

Определяем режим течения жидкости. Для определения режима течения находим число Рейнольдса и его предельные значения. Число Рейнольдса необходимо определять для наихудших условий, то есть для максимальной расчетной вязкости (при минимальной температуре):

;

;

.

Так как , то режим течения турбулентный (зона смешанного трения). В данном случае коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:

.

.

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 6 шт. ( = 0,32);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- вход в резервуар через хлопушку ( = 1).

.

 м.

Согласно табл.3 принимаем Нр = 17,9 м.

м.

м.

Так как максимальный напор принятого насоса составляет 34,5 м, то для перекачки бензина Аи-76 по данному участку его будет достаточно. Регулирование напора производится путем дросселирования.

5.3 Гидравлический расчет участка «резервуар для хранения бензина Аи-93 - насосная станция»

Предварительно принимаем скорость движения по табл. 4.3 прил. 4 [3]. Данный трубопровод является всасывающим, принимаем = 1,5 м/с.

м.

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту. Согласно табл. 4.6 прил. 4 [3] принимаем наружный диаметр Dн = 450 мм и толщину стенки = 8 мм. Уточняем внутренний диаметр трубопровода по формуле:

м.

Определяем фактическую скорость движения жидкости в трубопроводе:

 м/с.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

;

;

.

.

.

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 8 шт. ( = 0,32);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- вход в трубу из резервуара ( = 1).

.

м.

Выполняем проверку на необходимую высоту всасывания для насоса:

(5.12)

где h0 - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода, м (принимается равным 0,8 м).

; .

Условие (5.12) выполняется, следовательно, данный насос при данных условиях обеспечивает всасывание и перекачку бензина Аи-93 с заданной производительностью.

5.4 Гидравлический расчет участка «резервуар для хранения бензина Аи-76- насосная станция»

Предварительно принимаем скорость движения по табл. 4.3 прил. 4 [3]. Данный трубопровод является всасывающим, принимаем = 1,5 м/с.

м.

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту. Согласно табл. 4.6 прил. 4 [3] принимаем наружный диаметр Dн = 325 мм и толщину стенки = 6 мм. Уточняем внутренний диаметр трубопровода по формуле:

м.

Определяем фактическую скорость движения жидкости в трубопроводе:

м/с.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

;

;

;

Так как ,то

.

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 6 шт. ( = 0,32);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- вход в резервуар через хлопушку ( = 1).

.

м.

Выполняем проверку на необходимую высоту всасывания для насоса:

; .

Условие (5.12) выполняется, следовательно, данный насос при данных условиях обеспечивает всасывание и перекачку дизельного топлива Дз с заданной производительностью.

5.5 Гидравлический расчет участка «причал - насосная станция»

Данный участок является всасывающим. Диаметр, скорость жидкости и коэффициент гидравлического сопротивления на данном участке равны соответственно: для бензина Аи-93 - рассчитанным в разделе 5.3; для бензина Аи-76 - рассчитанным в разделе 5.4.

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 2 шт. ( = 0,32);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- фильтр для светлых нефтепродуктов -2 шт. ( = 1,7);

- счетчик - 2. шт ( = 0,7).

Сумма местных сопротивлений на данном участке равняется:

.

Определяем потери напора по формуле (5.8)

- для бензина Аи-93

м;

- для бензина Аи-76

м.

Величину условно принимаем равной (0 м, т.е когда разница уровня жидкости в практически пустой цистерне относительно входа насоса составляет 0 м.

Выполняем проверку на необходимую высоту всасывания для насоса по формуле (5.12):

- для бензина АИ-93

; ;

- для бензина Аи-76

; .

Условие (5.12) выполняется, следовательно, принятые насосы при данных условиях обеспечивает всасывание и перекачку нефтепродуктов с заданной производительностью.

5.6 Гидравлический расчет участка «насосная станция - авто»

Данный участок является нагнетательным. Диаметр, скорость жидкости и коэффициент гидравлического сопротивления на данном участке равны соответственно: для бензина Аи-93 - рассчитанным в разделе 5.1; для бензина Аи-76 - рассчитанным в разделе 5.2.

На данном участке имеются следующие местные сопротивления:

- задвижка (полностью открытая) - 4 шт. ( = 0,15);

- тройник - 12 шт. ( = 0,32) (количество тройников принято с учетом половины числа цистерн);

- колено плавное с углом поворота 900 - 2 шт. ( = 0,23);

- универсальный сливной прибор ( = 0,5);

- фильтр для светлых нефтепродуктов ( = 1,7);

- счетчик расхода продукта ( = 10).

Сумма местных сопротивлений на данном участке равняется:

.

Определяем потери напора по формуле (5.8)

- для бензина Аи-93

м;

- для бензина Аи-76

м.

Высоту взлива в данном случае можно принять равной 0.

Таким образом, ориентировочно принимая = 0 м, определяем требуемый напор насоса по формуле (5.10):

- для бензина АИ-93

м;

- для бензина Аи-76

м.

Так как максимальный напор принятого насоса составляет соответственно 28 и 34,5 м, то для перекачки обоих продуктов при наихудших условиях (при максимальной вязкости и удалении) по данному участку его будет достаточно. Регулирование напора производится путем дросселирования.

6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Определим минимальную толщину стенки технологических трубопроводов по формуле:

(6.1)

где n1 - коэффициент надежности по нагрузке;

Р - рабочее давление в трубе, МПа;

Dн - наружный диаметр трубопровода, м;

R1 - расчетное сопротивление материала трубы, МПа.

Расчетное сопротивление материала трубы можно определить по формуле:

(6.2)

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

k1 - коэффициент надежности по материалу;

т0 - коэффициент условий работы;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Согласно рекомендациям [5] принимаем Р = 1,631 МПа.

Согласно прил. 40 [2] принимаем = 490 МПа (сталь 09Г2С).

Согласно прил. 35 [2] принимаем коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению) n1 = 1,1.

Согласно прил. 39 [2] принимаем коэффициент надежности по материалу k1 = 1,55 (для бесшовных труб).

Согласно прил. 34 [2] принимаем коэффициент условий работы т0 = 0,6 (все технологические трубопроводы относятся к высшей категории).

Согласно прил. 37 [2] принимаем коэффициент надежности по назначению трубопровода kн = 1.

Определяем расчетное сопротивление материала трубы по формуле (6.2):

МПа.

Определяем минимальную толщину стенки трубопровода по формуле (6.1):

- для наружного диаметра Dн = 0,299 м

мм;

- для наружного диаметра Dн = 0,325 м

мм;

- для наружного диаметра Dн = 0,351 м

мм.

- для наружного диаметра Dн = 0,450 м

 мм.

Для обоих диаметров трубопроводов, используемых в данном проекте фактическая толщина стенки намного больше расчетной:

- для наружного диаметра Dн = 0,299 м: мм;

- для наружного диаметра Dн = 0,325 м: мм;

- для наружного диаметра Dн = 0,351 м: мм;

- для наружного диаметра Dн = 0,450 м: мм.

Таким образом, принятые трубы обеспечивают безопасную перекачку продуктов по территории нефтебазы.

7. РАСЧЕТ ПРИЧАЛА

Транспортировка наливных грузов по водным коммуникациям осуществляется с помощью нефтеналивных судов, которые, в зависимости от способа передвижения, подразделяются на самоходные (морские и речные) и несамоходные (лихтерные и речные баржи).

Погрузо-разгрузочные работы производятся на причалах. При перевозке нефтепродуктов водным транспортом число причалов определяются по формуле:

, (7.1)

где - суммарное время пребывания судна у причала, ч.;

Кн - коэффициент неравномерности завоза (вывоза), изменяющийся в зависимости от условий судоходства в пределах 1,2…2;

- продолжительность навигационного периода, ч;

qc - средний тоннаж нефтеналивных судов.

Время пребывания судна у причала включает в себя время, затрачиваемое на следующие операции:

- подготовительные операции (подход, швартовка, соединение с береговыми трубопроводами): = 0,5…2 ч;

- выгрузка (загрузка) нефтепродукта:

, (7.2)

где К - коэффициент, показывающий какая часть наливного груза откачивается грузовыми насосами;

qн - производительность насосной установки, м3/ч;

- зачистка судна от остатков при выгрузке:

, (7.3)

где qз - производительность зачистных насосов, м3/ч;

- подогрев вязких нефтепродуктов перед выгрузкой: задается или выбирается в каждом конкретном случае;

- разъединение трубопроводов и расчалка: = 0,5…1 ч.

В качестве речного судна для перевозки нефтепродуктов принимаем по табл.6.2 прил.6 [3] танкер проекта 1553 грузоподъемностью qc = 2700 т, оборудованный грузовыми насосами марки 8НДВ производительностью qн = 500 м3/ч.

Так как рассматриваемый танкер не имеет зачистных насосов, то согласно [2] принимаем К = 1.

Определим время загрузки нефтепродуктов с учетом их плотности по формуле (7.2):

- для бензина Аи-93

ч;

- для бензина Аи-76

ч.

Для бензинов Аи-93 и для бензина Аи-76 принимаем время остальных операций:

- = 1,5 ч;

- = 0 ч (т.к. нет зачистных насосов);

- = 0 ч (рассматриваемые нефтепродукты маловязкие);

- = 1 ч.

Продолжительность навигационного периода ориентировочно можно определить по формуле:

, (7.4)

где - число месяцев навигации.

Так как район проектирования расположен в г. Сочи, то продолжительность покрытия льдом реки с запасом на климатические отклонения можно ориентировочно принять равной 0 месяцев. Таким образом = 12 месяцев.

ч.

Определим необходимое число причалов по формуле (7.1):

- для бензина Аи-93

; принимаем nn = 1;

- для бензина Аи-76

; принимаем nn = 1.

Таким образом, для приема нефтепродуктов с речных танкеров необходимо по одному причалу на каждый продукт.

8. РАСЧЕТ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ ЭСТАКАДЫ

Для проведения слива нефтепродуктов при железнодорожных перевозках на нефтебазах сооружаются специальные подъездные пути. Чаще всего это тупиковые пути, примыкающие к магистрали через станционные пути. Для обеспечения наиболее благоприятных условий слива железнодорожные тупики целесообразно располагать в наиболее высоком участке территории нефтебазы. Железнодорожные пути на территории нефтебазы должны быть прямолинейными и строго горизонтальными во избежание самопроизвольного движения маршрутов при погрузке или разгрузке.

Определяем необходимое число маршрутов, прибывающих на нефтебазу за сутки по формуле:

(7.1)

где NМ - число маршрутов, шт;

Gcym - суточный грузооборот нефтебазы, т;

Gмарш - грузоподъемность одного маршрута, т.

Суточный грузооборот нефтебазы можно определить по формуле

(7.2)

где Gгод - годовой грузооборот нефтебазы, т;

k1 - коэффициент неравномерности завоза и вывоза нефтепродукта, принимается равным 1-2;

k2 - коэффициент неравномерности подачи железнодорожных цистерн, принимается > 1.

Грузоподъемность маршрута в каждом конкретном случае согласовывается с Министерством путей сообщения, но не превышает 3-4 тыс. тонн.

Принимая согласно рекомендациям k1 = 1,4 и k2 = 1,4 определим суточный грузооборот нефтебазы по формуле (7.2):

т.

Принимая Gмарш = 1800 т определим необходимое число маршрутов, прибывающих на нефтебазу за сутки по формуле (7.1):

шт.

Принимаем NМ = 2 шт. (два маршрута в сутки).

Необходимое число эстакад определяется по формуле:

(7.3)

где Э - число эстакад, шт.;

- время занятия эстакады маршрутом, ч.

Согласно рекомендациям [5] и «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах» принимаем = 2 ч.

шт.

Принимаем Э = 1 шт.

Необходимое число цистерн в сутки для каждого вида нефтепродукта можно определить по формуле:

, (7.4)

где Gсутi - суточный грузооборот i-го продукта, кг;

- плотность i-го продукта при наихудших условиях (то есть при максимальной температуре), кг/м3;

Vц - объем одной цистерны, м3.

Согласно табл. 11.10 [2] принимаем для бензина Аи-93 и бензина Аи-76 железнодорожную цистерну модели 15-1500, полезным объемом 156,2 м3 и длиной 20,65 м.

Суточный грузооборот i-го продукта можно определить по формуле (7.2) с учетом доли поступления на нефтебазу.

Для бензина Аи-93:

т

Для бензина Аи-76:

.т.

Определим необходимое число цистерн в сутки:

- Для бензина Аи-93:

шт; принимаем nц =12 шт;

 - Для бензина Аи-76:

шт; принимаем nц = 12 шт;

Суммарное число цистерн в сутки (в данном случае и в одном маршруте):

шт.

Длина железнодорожной эстакады рассчитывается как сумма длин цистерн плюс 30 м на тупик для расцепки (в целях пожаробезопасности). Так как целесообразно применять двухсторонние эстакады, то расчетная длина уменьшается вдвое:

, (7.5)

где li - длина цистерны, м.

м.

Согласно табл. 11.8 [2] принимаем комбинированную железнодорожную эстакаду НС-5 длиной 288 м, с помощью которой можно одновременно проводить слив 24-х цистерн.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. Госстрой РФ, 2000.

2. Земенков Ю.Д. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: - СПб.: Недра, 2004, 544 с.

3. Земенков Ю.Д., Маркова Л.М., Бабичев Д.А. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине: Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Часть 2. Тюмень, 2006, 32 с.

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

5. Земенков Ю.Д., Маркова Л.М., Бабичев Д.А. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине: Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Часть 1. Тюмень, 2006, 32 с.

6. СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. - Москва, 1993.

7. 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.

Размещено на Allbest.ru