4. Расчет предельного уровня налива нефтепродуктов в резервуар. Расчет нефти в резервуаре


Шухов В. Г. «Расчет нефтяных резервуаров»

45-летняя практика постройки в России нефтяных резервуа­ров, основанная на теоретическом определении наивыгоднейших соотношений диаметра и высоты заданного объема, дает возмож­ность точно определить наименьший вес материала, затраченного на постройку резервуара данного объема, и в этом отношении практика Соединенных Штатов ничего нового дать не может.

Для составления проекта резервуара определенного объема необходимо иметь следующие данные, предъявляемые заказчи­ком.

Толщина железа днища (в зависимости от почвенных усло­вий, влаги и т. п.). У нас эта толщина изменяется от 5/32″ до 1/4». В последней постройке резервуаров в Грозном эта толщина при­нята в 1/4″. В Америке принята толщина 3/16″ для малых резерву­аров и до 3/8″ для больших.

Рабочее напряжение железа при полном наливе резервуара.

Нагрузка крыши (снег, ветер) и толщина покрывающего ее железа. Для нефтей с большим содержанием бензина иногда требуются плоские крыши с наливом на них слоя воды в 2″ (Майкоп и Москва). Слой воды предохраняет от утечки паров бензина и дает противопожарность.

Наибольшее допускаемое давление на основание в плоскости прилегания нижнего угольника, так как при большом давлении возможны деформации угольника и внешнего обвода днища, вы­зывающие утечку налитой жидкости.

Резервуар 80000 баррелей (РВС-10000 м3)(по американским данным из книги Веll’а). Диаметр резервуара 117’2″, высота 41’10», расчетная высо­та до верхней кромки нижнего угольника 41’6′. Резервуар имеет 7 поясов, высота каждого пояса 41,5/7 = 5,93′, напряжение мате­риала при наливе резервуара водой в каждом поясе определяется формулой К = D x 12 x H x 0,012/2δ = D x 0,072-Н/δ. Это напряже­ние для целого листа, не ослабленного заклепочным швом. D — диаметр в футах, Н — высота в футах от верха до нижней кромки листов рассматриваемого пояса и δ — толщина листа в дюймах.

1-й нижний пояс

δ = 5/8"

К = 560 пудов/кв. дюйм

= 1420 кг/см2

2

δ=17/32""

К = 565

=1435

3

δ=1/2"

К = 500

=1270

4

δ = 7/16"

К = 457

=1160

5

δ= 5/16"

К = 480

=1218

6

δ=1/4"

К = 398

=1010

7

δ=13/б4"

К = 246

= 624

По линии вертикальных швов напряжение листов возрастает обратно пропорционально полезному действию шва, с другой стороны, в зависимости от удельного веса налитой жидкости, на­пряжение уменьшается пропорционально удельному весу. Так, если нефть имеет удельный вес 0,87 и полезное действие шва 0,75, то рабочее напряжение листов при наливе нефти в швах будет K x 0,87/0,75 = 1,16 К. Днища резервуаров из железа 13/64″ с кай­мой в 1/4″, прилегающей к угольнику.

Резервуар на 55000 баррелей. Диаметр 117′, высота 29’1″, состоит из 5 поясов толщиной 1/2″, 7/16″, 5/16″, 1/4″ и 13/64″, напряжение материала К = 480 — 460— 400 пудов/кв. дюйм, т. е. значительно ниже, чем для резервуаров на 80 000 баррелей, другими словами, надежность резервуара в 55 000 баррелей в 565 : 480 = 1,177 раза больше по сравнению с резервуарами на 80 000 баррелей.

Вес резервуара на 1 баррель для 80 000 баррелей = 15 300/ /80 000 = 0,1875, а для резервуара на 55 000 баррелей = 11270/55 000 = 0,205 пудов. Отношение 0,205 : 0,1875 = 1,1. Следовательно, при переходе от 55 000 баррелей к 80 000 баррелей уменьшение веса резервуара на 10% вызывает уменьшение его надежности на 15%. В американских резервуарах на 25 000 баррелей и менее напряжение К — около 400 пудов/кв. дюйм.

Для сравнения с резервуарами наших размеров рассмотрим резервуары последней постройки в г. Грозном.

Резервуар в г. Грозном. Диаметр 78’3/4″, высота 36’63/8″, 8 поясов высотой по 4,53′, емкость приблизительно 31 000 баррелей (РВС-5000 м3), нижний угольник 4″ х 4″ х 1/2″.

1-й нижний пояс

δ = 1/2" К = 407

К = 407пудов/кв. дюйм

= 1030 кг/см2

2

δ = 7/16" К = 407

К = 407

= 1030

3

δ=3/8" К = 407

К = 407

= 1030

4

δ = 5/16" К = 407

К = 407

=1030

5

δ = 1/4"" K = 407

К = 407

=1030

6

δ = 3/16" К = 407

К = 407

=1030

7

δ = 5/32" К = 326

К = 326

= 828

8

δ = 5/32" К = 163

К = 163

= 414

Толщина днища 1/4″. Из этой таблицы видно, что напряжение в поясах грозненских резервуаров одинаково для всех напряжен­ных поясов, что дает равномерное расширение всех поясов, чего в американских резервуарах на 80 000 баррелей нет. Сравнение величин напряжений показывает, что напряжение в нижних поясах для резервуаров на 80 000 баррелей на 40% больше гроз­ненских. При полезном действии швов в 75% и удельном весе нефти 0,87 напряжение в швах будет 407 х 1,16 = 473 пудов/кв. дюйм = 1,202 кг/см2, что при низшем сопротивлении литого железа 37 кг/мм2 дает коэффициент надежности 3. Американ­ские толщины дают коэффициент надежности 2.

Все до сих пор имеющиеся на территории СССР резервуары большой емкости до 38 000 баррелей построены при напряжении материала К = 400 пудов/кв. дюйм. Если придерживаться этой нормы, то резервуар на 80 000 баррелей американского типа дол­жен иметь толщины,

Толщина 7/8" 3/4" 5/8" 1/2" 3/8" 1/4" 3/16"
Пояс 1 2 3 4 5 6 7

что увеличит его вес на 1600 пудов.

При постройке такого резервуара надо иметь в виду следующее: при весе стенок резервуара в 9200 пудов на 1 погонный фут окруж­ности нижнего угольника приходится 9 200 : 368 = 25 пудов. Крыша, крытая железом 3/16″ по железным стропилам, дает 5000 пудов, нагрузка крыши снегом 75 кг/м2 дает около 2300 пудов, что составит 7300 : 368 = 20 пудов на 1 погонный фут угольника. Угольник 4″ х 4″, следовательно, давление на опорную часть площади уголка будет (25 + 20) х 3 = 135 пудов на 1 кв. фут. Высота столба налива 41’10» дает 63 пуда на 1 кв. фут. Следова­тельно, суммарное давление будет около 200 пудов на 1 кв. фут поверхности почвы. Такое давление, превышающее допускаемую норму давления 144 пуда на 1 кв. фут, требует разгрузки крыши (перенеся половину ее на внутренние столбы) и особой заботы о прочности основания под угольником.

Опыт постройки больших резервуаров показал, что под уголь­ником происходит неравномерная осадка, вызывающая деформа­цию стенок. Ввиду этого, при постройке резервуаров необходимо знать: 1) допускаемое напряжение металла, 2) нагрузку крыши и 3) допускается ли постановка внутренних столбов для стропил крыши.

www.himstalcon.ru

Расчет нефтяных резервуаров

45-летняя практика постройки нефтяных резервуаров в России основана на теоретическом определении наивыгоднейших соотношений диаметра и высоты заданного объема. Она позволяет точно определить наименьший вес затраченного на постройку резервуара данного объема материала. Американская практика расчетов нефтяных резервуаров по своим принципам нисколько не отличается от российской и ничего радикально нового науке не дает.

Информация для проектирования резервуара

Для проектирования нефтяного резервуара заданной вместимости необходимо получить от заказчика следующую информацию:

  • толщина металла днища (этот показатель зависит от влаги, почвенных условий и т.п.). В России она колеблется в промежутке от 5/32" до 1/4''. В США принято проектировать резервуары с толщиной днища 3/8" для больших емкостей и 3/16" для малых резервуаров;
  • величина рабочего напряжения железа при 100% заполнении резервуара;
  • величина нагрузки крыши (зависит от климатических условий региона) и толщина железа, которое ее покрывает. Для нефти с высоким содержанием бензина порой заказывают резервуары с плоской крышей с наливом на них двухдюймового слоя воды, предохраняющего от утечки паров бензина и служащего улучшению противопожарной безопасности;
  • максимальное допустимое давление, оказываемое на основание в области прилегания нижнего угольника (эти данные обязательны, так как возможно возникновении деформаций внешнего обвода днища и самого угольника при большом давлении, что может привести к утечке хранящихся нефтепродуктов).

Методы расчета

Для сравнения методов расчета В.Г.Шухов в своей статье «Расчет нефтяных резервуаров» приводит два примера: процедуру расчета американского резервуара из книги Веll'а объемом 10000 м3 и резервуара, построенного в г. Грозный российскими специалистами, который имеет в два раза меньший объем. Сооружения различной вместимости были взяты за основу специально, дабы не порождать излишних аналогий. Тем не менее, обе процедура расчета, несмотря на некоторые незначительные различия в требованиях и условиях строительства, а также в размерности (футы против метров, пуды против тонн), были построены на абсолютно идентичных математических выкладках.

Опыт возведения резервуаров

Опыт проектирования и возведения резервуаров большой вместимости показал, что деформация стенок может вызываться неравномерной осадкой, которая происходит под угольником. Поэтому обязательными параметрами, учитываемыми при проектировании резервуаров, в прошлом веке были следующие:

  • допустимое напряжение металла,
  • предполагаемая нагрузка крыши и вопрос допустимости постановки внутри резервуара столбов,
  • предназначенных для стропил крыши.

Сегодняшний уровень развития науки и техники, наличие современных конструкционных материалов и передовых технологий не освобождают конструкторов от учета множества разнообразных факторов при проектировании нефтяных резервуаров. Напротив — к вопросам надежности, вместимости, долговечности, экономичности и удобства эксплуатации добавилась проблема защиты окружающей среды, требующая использования безопасных материалов и «зеленых» технологий.

Если с точки зрения физики принципы расчета не изменились, то в свете современных тенденций проблема обросла массой специфических дополнительных факторов. Именно поэтому расчет и изготовление нефтяных резервуаров следует доверять исключительно специализированным компаниям с собственными конструкторскими бюро, мощной производственной базой и, конечно, незапятнанной репутацией.

www.iolitm.ru

4. Расчет предельного уровня налива нефтепродуктов в резервуар. Проверочный расчет на прочность резервуара для хранения нефтепродуктов

Похожие главы из других работ:

Выбор деталей для коробки скоростей

5. Расчет предельного калибра

Для контроля гладких цилиндрических изделий типа валов и втулок, особенно в крупносерийном и массовом производстве, широко применяют предельные гладкие калибры (ГОСТ 2216-84). Калибры для валов называются скобами, а для отверстий - пробками...

Изучение особенностей протекания теплового процесса при сварке из заданного сплава

1.4.1 Расчет термического цикла предельного состояния для точки А, отстоящей от источника по оси х и у на 5 мм

Построим принципиальную схему расположения источников, воздействующих на точки при сварочном процессе. Ось х совпадает с осью шва. И отметим радиус-векторы для любых двух источников к точкам, чтобы не загромождать схему...

Обоснование необходимости реконструкции Находкинской нефтебазы ОАО "Нефтепорт"

2.2.3 Реконструкция системы измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах РВС-50000

На территории резервуарного парка нефтебазы ОАО “Нефтепорт” функционирует следующая система автоматизации и телемеханизации: — система контроля уровня нефтепродуктов в резервуарах с помощью системы измерения уровня KOR-VOL; — система...

Обоснование необходимости реконструкции Находкинской нефтебазы ОАО "Нефтепорт"

3.3 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения нефти с насосной внутрибазовой перекачки

Резервуарный парк нефтебазы «Нефтепорт» состоит из парка железобетонных заглубленных резервуаров ЖБР-10000 (“нижний” резервуарный парк) и парка вертикальных стальных резервуаров с плавающей крышей РВС-50000 (“верхний” резервуарный парк)...

Проект реконструкции склада нефтепродуктов в городе Котлас

2.5 Насосная слива и налива нефтепродуктов

Насосная станция по сливу и наливу нефтепродуктов предназначена для: - Приема топлива с железной дороги; - Внутрибазовой перекачки; - Отгрузки топлива в автоцистерны Насосная представляет собой одноэтажное, закрытое...

Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка

1.4 Расчет предельного значения вязкости

Определим предельное значение вязкости и сравним его с расчетным значением, чтобы выявить, есть ли необходимость пересчета характеристик насосов с воды на нефть...

Проектирование нефтебазы

7. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

Площадка налива оборудуется системами (АСН): типа АСН-5П, с характеристикой: Подача насоса: 60 . Коэффициент использования 0,7. Время работы в сутки 24 часа. Все автоцистерны перевозящие нефтепродукты одной марки: ППЦ-14 на шасси Зил-Т 30В1...

Проектирование нефтебазы

10.1 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения бензина (самый дальний резервуар для хранения светлых нефтепродуктов)

Гидравлический расчет будем вести при средне-минимальной температуре нефтепродукта. Кинематическая вязкость Аи-80: v-20 = 0,92?10-6 м2/с; Длина всасывающей линии: Lвc = 18 м; Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвc = 0...

Проектирование нефтебазы

10.6 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения топочного мазута 100 с автоцистернами

Судочасовая норма налива темных нефтепродуктов: Q = 600м3/ч Выбираем группу из 4-х параллельно работающих поршневых насосов НТ-45 с подачей: Q=175м3/ч Кинематическая вязкость мазута: Длина всасывающей линии: Lвс = 253...

Проектирование нефтебазы

10. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

Площадка налива оборудуется системами (АСН): типа АСН-5П, с характеристикой: Подача насоса: 60 м3/час Коэффициент использования 0,7. Время работы в сутки 24 часа. Все автоцистерны перевозящие нефтепродукты одной марки: ППЦ-14 на шасси Зил-Т 30В1...

Проектирование стального вертикального резервуара с понтоном для хранения нефти объемом 28000 м3

2.1 Расчет высоты налива и объема жидкости в резервуаре

Нн - высота налива жидкости, м. Высота налива (допустимый (максимальный) аварийный уровень налива жидкости) определяется для РВС с пеногенераторами встроенными в стенку РВС нижним краем пеногенератора минус 0...

Проектирование технологического процесса механической обработки детали "шкив"

10. Расчёт исполнительных размеров предельного калибра

1. По ГОСТ 25437-82 определяются предельные отклонения отверстия: ES=+80 мкм; EI=0; 2. В соответствии с ГОСТом 24853-81 строятся схемы расположения полей допусков калибров относительно границ расположения поля допуска отверстия...

Сливо-наливная железнодорожная эстакада

1.1 Устройство верхнего налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны типа АСН-14ЖД

АСН-14ЖДв1/2 обеспечивает безопасный налив ж.д. цистерн по заданному количеству и отвод паров нефтепродукта с возможностью утилизации на специальных установках...

Технологический процесс изготовления детали "Коромысло"

10. Расчёт исполнительных размеров предельного калибра

По ГОСТ 25437-82 определяются предельные отклонения отверстия 21H9: ES=+52 мкм;EI=0; 2. В соответствии с ГОСТом 24853-81 строятся схемы расположения полей допусков калибров относительно границ расположения поля допуска отверстия...

Технология сварки кольцевого стыка трубопровода из труб диаметром 219х8 мм

2.1 Расчёт предельного состояния по условию прочности

Расчёт предельного состояния по условию прочности кольцевого стыка трубы проводим, используя формулу (2) Nдоп. ? R**F(2), где R - временное сопротивление...

prod.bobrodobro.ru

Расчет потребной резервуарной емкости перевалочных нефтебаз

08 мая 2016 г.

Расчет потребной резервуарной емкости перевалочных нефтебаз проводится также на каждый вид нефти или нефтепродукта, но отличается от выше приведенного расчета, по причинам, связанным со спецификой их деятельности. Специфика заключается в том, что операции по приему и отгрузке нефти или нефтепродуктов осуществляется большими партиями (судами большой грузоподъемности и железнодорожными маршрутами), могут проводиться одновременно в любое время суток, и поэтому остатки нефти и нефтепродуктов постоянно находятся в движении. То есть не исключаются случаи одновременного приема нефти или нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. При этом не допускается, по требованиям количественного учета, проводить эти операции через один резервуар, а только через разные. Кроме того, необходимо в соответствии с графиком перевозок иметь свободную емкость для приема без простоев самого большого расчетного судна или железнодорожного маршрута, и в то же время иметь запас продукта для отгрузки на тех же условиях. Необходимо также учитывать нормы технической эксплуатации резервуаров, согласно которым ежегодно резервуары должны зачищаться от остатков нефти или нефтепродуктов, проходить осмотр или ремонт. То есть должен быть резерв емкости. Поэтому расчет резервуарной емкости перевалочных нефтебаз выполняется с учетом возможных максимальных месячных остатков нефти или нефтепродукта и указанных требовании.

Применяются два способа определения остатков - графический и табличный. Сначала требуется определить месячные объемы перевалки. Обычно эти объемы отличаются по месяцам. Связано это со многими причинами, например, с различным потреблением нефтепродуктов, со спецификой полевых работ в сельском хозяйстве, с сезонным графиком работы наливного флота, с графиками отгрузки на экспорт и т.д. При известном годовом объеме перевалки и направлением грузопотоков сначала составляется помесячный график перевалки в количественных единицах измерения или процента. В таблице приводится примерный график завоза и вывоза нефтепродуктов на нефтебазу.

Далее месяцы, имеющие V3+Vост ≤ (Vост) мах, отбрасываются. Из оставшихся месяцев отбрасываются месяцы, в которых осуществляется равномерный завоз и вывоз. Затем для оставшихся месяцев строятся месячные графики завоза и вывоза нефти или нефтепродукта.

На рисунке показан пример такого графика.

Месячный график завоза и вывоза нефти (нефтепродукта)

Примерный график завоза и вывоза нефтепродуктов на нефтебазу

Показатель

Остаток на начало года

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

всего

Завоз, %

-

3

4

5

7

8

13

15

13

12

10

6

4

100

Вывоз, % Месячный

-

14

13

11

7

4

3

3

7

9

9

10

10

100

остаток,%

26

15

6

0

0

4

14

26

32

35

36

32

26

-

V3 + Voct

-

29

19

11

7

8

17

29

39

44

45

42

36

-

На оси ординат откладываются объемы завоза (вывоза) нефти или нефтепродуктов, на оси абцисс — время в сутках. Графики составляются раздельно по завозу и вывозу нефти и нефтепродуктов и затем накладываются друг на друга. Площади, заключенные между кривыми графиков, будут показывать превышение завоза (на графике обозначено знаком (+), или превышение вывоза (на графике площади обозначены знаком (-). Максимальное значение (Vост + Vз - Vв) для какого либо месяца будет равняться значению минимальной расчетной емкости, необходимой для проведения технологических операций, связанных с приемом и наливом.

Проектное значение емкости должно быть не меньше значения: Vпр = (Vост +Vз - Vв)/Kзап ,  

где Vnp — проектная емкость, мз:

Vост - максимальный возможный остаток, м3;

Vз - объем завоза в м3;

Кзап - коэффициент заполнения резервуаров.

Минимальные и максимальные значения вместимости резерву- арного парка будут равны:

Vmin = (Vост )max /Кзап ,                  

Vmax = (Vз +Vост )/Кзап.                       

Более точным является расчет остатков путем составления табличных календарных графиков завоза и вывоза, которые ежемесячно составляются совместно с пароходствами и управлением железной дороги. В таблице ЗЛО приводится пример такого графика. Но чтобы составить график, требуется вначале определить число поступающих в месяце танкеров и их тип, число железнодорожных маршрутов. В примере принята грузоподъемность танкера G = 5000 т, и железнодорожного маршрута G = 3200 т.

Пример: Объем месячной перевалки нефти 100 тысяч тонн. Завоз нефти осуществляется танкерами типа «Волгонефть» грузоподъемностью 5000 т, отгрузка осуществляется ж.д. маршрутами грузоподъемностью 3200 т. Переходящий остаток на конец месяца 1000 т. Плотность нефти 0,92 т/м3. Требуется определить максимальный возможный остаток нефти и потребную резервуарную емкость для перевалки нефти.

Определяем количество танкеров, которые поступят на нефтебазу в течение месяца:

Nт= 100000 : 5000 = 20 танкеров, то есть интервал между танкерами будет составлять 1,5 суток.

Определяем число ж.д. маршрутов. Nжд = 100000 : 3200 = 31 маршрут, то есть поступление маршрутов будет ежедневное. Составляем месячную ведомость приема и отгрузки нефти.

Ведомость поступления и отгрузки нефти в__ месяце 200 _ года

ros-pipe.ru

Расчет резервуаров и резервуарных парков нефтеперекачивающих станций.

2.2.1 Цель расчета:

Определение вместимости резервуарного парка нефтеперекачивающих станций, геометрических объемов резервуаров, механический расчет резервуара.

 

Исходные данные:

1. Годовая (массовая) производительность трубопровода, млн.т/год -

2. Плотность нефти, кгс/м3 -

3. Протяженность нефтепровода, км -

4. Диаметр нефтепровода, мм -

5. Условия прокладки нефтепровода, наличие приемо-сдаточных операций

на границе эксплуатационных участков принимаются по Приложению В.

Расчет вместимости резервуарных парков нефтеперекачивающих станций.

2.2.2.1 В соответствии с нормами технологического проектирования суммарный полезный объем резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов определяется по формуле:

 

, (2.34)

 

где: - суточный объем перекачки нефти по трубопроводу, м3/сут;

- число эксплуатационных участков протяженностью 400…600 км;

- число насосных станций на границе эксплуатационных участков,

где выполняются приемо-сдаточные операции.

 

Суточный объем перекачки нефти по трубопроводу (м3/ч) определяется по формуле:

, (2.35)

 

где - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн.т/год;

- расчетная плотность нефти, кг/м3;

- расчетное число рабочих дней, для ориентировочных расчетов

можно принять равным 350 сут.

 

Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов приведены в Приложении Е.

 

 

2.2.2.2 Для определения необходимого общего объема резервуарных парков (м3) величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости, определяемой по Приложению Е:

 

, (2.36)

 

где: - полезный объем резервуара, м3;

- коэффициент использования резервуарной емкости.

 

2.2.2.3 По Приложению Ж подбираются резервуары, с учетом следующих требований:

- должно быть не менее 2-х резервуаров;

- резервуары должны быть возможно большей однотипности и единичной

вместимости.

 

Расчет толщины стенки вертикального резервуара.

Выполняется аналогично п.2.1.3

 

Расчет (проверка) прочности корпуса резервуара с учетом хрупкого разрушения.

Выполняется аналогично п.2.1.4

 

Расчет устойчивости стенки резервуара.

Выполняется аналогично п.2.1.5

 

Примеры расчета.

 

Пример 1.

Определить вместимость резервуарного парка распределительной нефтебазы, расположенной в Волгоградской области.

1. Средняя годовая реализация бензина Gгод – 12 тыс.т/год

2. Плотность бензина - 755 кгс/м3

3. График поступления и отгрузки бензина

Показатели Их величина, %
янв фев март апр май июнь июль авг сент окт нояб дек всего
Поступление
Отгрузка

Решение.

1. Рассчитываем месячные остатки и их сумму нарастающим итогом:

Показатели Их величина, %
янв фев март апр май июнь июль авг сент окт нояб дек
Месячный остаток -4 -10 -12 -6 -3 -1
Сумма месячных остатков -6 -9 -10 -6

2. Величину страхового запаса бензина примем в размере 10% от среднемесячного потребления по Приложению Д, то есть =10%

3. Учитывая, что =26%, а = -10%, находим необходимый полезный объем резервуаров по формуле (2.1):

4. Так как под каждый нефтепродукт должно быть не менее 2-х емкостей, то на нефтебазе будут установлены резервуары объемом не менее 5000 м3 с понтоном. Учитывая это по Приложению Е находим величину =0,81.

5. Необходимый геометрический объем резервуаров для бензина по формуле (2.8) составляет:

Принимаем к установке два резервуара РВСП 5000.

 

Пример 2.

Определить необходимый полезный объем резервуарного парка распределительной железнодорожной нефтебазы, находящейся на расстоянии 850 км от поставщика и расположенной южнее 600 северной широты в европейской части России, в районе, где промышленность потребляет 50% нефтепродуктов. Принять среднемесячное потребление бензина 5000м3, дизельного топлива – 7000м3, керосина – 1000м3.

Решение.

1. Используя данные Приложений М и Н, методом интерполяции находим:

- продолжительность транспортного цикла поставок нефтепродукта

- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов

2. Находим искомые величины полезного объема резервуаров для каждого нефтепродукта по формуле (2.2):

3. Общий полезный объем резервуарного парка нефтебазы

 

Пример 3.

Определить полезную вместимость резервуарного парка перевалочной нефтебазы, работающей на экспорт и расположенной в г.Туапсе. Годовая реализация нефтепродуктов: бензин – 100000 м3, дизтопливо – 120000 м3, мазут – 70000 м3, а их среднесуточная реализация составляет соответственно – 35, 42 и 25 м3.

Решение.

1. Определяем норматив, учитывающий занятость причальных сооружений в течении года по формуле (2.7):

2. По Приложению О находим коэффициенты , , , для каждого нефтепродукта и по формуле (2.6) вычисляем необходимые полезные объемы резервуаров под них:

 

3. Общая полезная вместимость резервуарного парка нефтебазы

 

Пример 4.

Рассчитать объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода диаметром 720 мм протяженность 900 км. Доля длины нефтепровода, проходящей в сложных условиях, составляет 40%. На границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточные операции.

Решение.

1. Находим число эксплуатационных участков

2. Так как приемо-сдаточные операции на границе эксплуатационных участков производится, то

3. Задавая верхние пределы рекомендуемых объемов резервуарных парков, по формуле (2.26) находим

Найденный суммарный объем резервуаров соответствует рекомендациям Приложение И.

 

Пример 5.

Произвести механический расчет резервуара РВС-10000 при следующих исходных данных: высота Н=11,92 м; диаметр D=34,2 м; материал стенки ВСт3сп; расчетное сопротивление стали R=215 МПа; стенка состоит из восьми поясов, высота пояса 1490 мм, плотность нефти =900 кг/м3; Pизб=2000 Па.

Решение.

1. Расчет толщины стенки вертикального резервуара производится по формуле (2.9):

К монтажу принимается толщина стенки не ниже значений минимальной конструктивно необходимой толщины по Приложению Ж:

2. Кольцевое усилие определяется по формуле (2.11):

3. Радиальное перемещение определяется по формуле (2.12):

Результаты расчета стенки резервуара по поясам сводятся в таблицу:

Номер пояса Расстояние, от верха резервуара до низа расчетного пояса, м Толщина стенки, мм Кольцевое усилие, Н/м Радиальное перемещение, мм
расчетная принятая
I 11,62 11,2 13,6
II 10,43 10,1 13,4
III 8,94 8,6 14,1
IV 7,45 7,2 13,3
V 5,96 5,8 10,7
VI 4,47 4,3 8,1
VII 2,98 2,9 5,6
VIII 1,49 1,4 3,0

5. Уровень максимального налива резервуара, ориентировочно определяется по формуле (2.15):

Для дальнейших расчетов принимаем

6. Расчетные кольцевые напряжения в стенке от воздействия гидростатического и избыточного давлений производитсяпо формуле (2.15).

7. Вес вышележащих поясов стенки, определяется по формуле (2.18)

7. Коэффициент снижения снеговой нагрузки для пологих покрытий определяется по формуле (2.20):

8. Полное нормативное значение снеговой нагрузки определяется по формуле (2.19):

9. Нормативная нагрузка на покрытие от вакуума определяется по формуле (2.21):

10. Расчетные осевые напряжения сжатия в стенке, определяются по формуле (2.17):

Результаты расчетов кольцевых и осевых напряжений по поясам сводятся в таблицу:

Пояс Толщина стенки, м Расстояние от днища резервуара до расчетного сечения, м; Высота пояса, м   Расчетные кольцевые напряжения в стенке, МПа Вес выше- лежащих поясов стенки, Н Расчетные осевые напряжения сжатия в стенке, МПа
I 0,012 0,3 1,5 137,7 -2,36
II 0,011 1,49 1,5 132,2 -2,45
III 0,009 2,98 1,5 134,1 -2,87
IV 0,008 4,47 1,5 119,9 -3,11
V 0,008 5,96 1,5 89,0 -3,0
VI 0,008 7,45 1,5 58,1 -2,87
VII 0,008 8,94 1,5 27,1 -2,75

 

11. Эквивалентные кольцевые и осевые напряжения, определяются по формуле (2.20):

12. Предельно допустимое значение напряжения определяется по формуле (2.21):

Результаты расчетов сводятся в таблицу:

Номер пояса Расчетное эквивалентное значение напряжения резервуара, МПа Предельно допустимое значение напряжения, МПа
I 138,9 150,5
II 133,4
III 135,6
IV 121,5
V 90,5
VI 59,6
VII 28,6

Сравнивая значения эквивалентных кольцевых и осевых напряжений в стенке резервуара с предельно допустимым напряжением, получаем, что условие прочности выполняется для уровня максимального налива нефти Н =10 000 мм для всех листов стенки корпуса резервуара.

13. Проверочный расчет на прочность с учетом сопротивления стали хрупкому разрушению выполняем по формуле (2.22):

14. Толщина усредненного сечения поясов стенки резервуара определяется по формуле (2.23):

15. Вес крыши резервуара определяется по формуле (2.25):

16. Вес стены резервуара определяется по формуле (2.26):

17. Расчетное напряжение сжатия в кольцевом сечении рассматриваемого пояса от суммарного значения вертикальных расчетных внешних нагрузок и воздействий определяется по формуле (2.18):

18. Критические меридиональные напряжения определяются по формуле (2.20):

т.к. , то

 

19. Расчет (проверка) устойчивости стенки на вертикальные внешние нагрузки и воздействия производится по условию (2.17):

Таким образом, устойчивость стенки резервуара в вертикальном направлении сохраняется.

20. Нормативное значение ветровой нагрузки определяется по формуле (2.29):

21. Расчетное напряжение сжатия в вертикальном сечении рассматриваемого пояса от суммарного значения горизонтальных расчетных внешних нагрузок и воздействий определяется по формуле (2.22):

22. Нижнее критическое напряжение в вертикальном сечении стенки определяется по формуле (2.23):

т.к. , то

23. Расчет (проверка) устойчивости стенки на горизонтальные внешние нагрузки и воздействия производится по условию (2.21):

Таким образом, устойчивость стенки резервуара в горизонтальном направлении сохраняется.

24. Расчет общей устойчивости стенки на совместное воздействие вертикальных и горизонтальных нагрузок и воздействий выполняется по условию (2.25):

По результатам расчета общая устойчивость стенки резервуара РВС-10000 от совместного воздействия вертикальных и горизонтальных нагрузок и воздействий сохраняется.

 

Список литературы

 

1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.; Миннефтепром.-1986. - 110с

2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.; Госстрой России; ГУП ЦПП,1997. - 52с

3. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов - Уфа; ООО ДизайнПолиграфСервис, 2002. - 658с.

4. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. Трубопроводный транспорт. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – т.1. 407с.

5. Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 516 с.

6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. -Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 528с.

7. Коршак А.А., Коробков Г.Е., Муфтахов Е.М., Нефтебазы и АЗС.-Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2006. – 416с.

8. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С., Эксплуатация нефтебаз.-М: «Недра», 1975. – 392с.

9. Коновалов Н.И., Мустафин Ф.М., Коробков Г.Е. и др. Оборудование резервуаров.-Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 214с.

10. Багдасаров Р.С., Багдасарова Ю.А., Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтехранилищ.-Самара: Самар. гос. техн. ун-т,2006 – 214с.

11. СНиП 11-23-81*.Стальные конструкции /Госстрой России..- М.:ГУП ЦПП, 2001.-96с.

12. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов ПБ 03-605-03.Серия 03. Вып.3. – М.: ГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России»,2003.-176с.

 

Приложение А. Пример оформления задания на курсовое проектирование

 

ЗАДАНИЕ

Для курсового проектирования по дисциплине «Нефтепродуктообесечение» студенту __ курса группы ____ЭТМ________________________________________(вариант № ______)

Тема задания: Резервуары и резервуарные парки нефтебаз и нефтеперекачивающих станций

Исходные данные: Средняя годовая реализация нефтепродукта -_____тыс.т/год; годовая пропускная способность магистрального нефтепровода -_________млн.т/год; расчетная плотность нефтепродукта (нефти) - ______кг/м3; местоположение __________________________________________

Курсовой проект на указанную тему должен быть выполнен в следующем объеме:

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Расчет потерь нефтепродукта (Курсовая работа)

Содержание Введение

1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций

1.1 Общие сведения

1.2 Типы резервуаров и их конструкции

1.3 Оборудование резервуаров

1.4 Техническое обслуживание резервуаров

1.5 Техническая документация на резервуары

2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС

3. Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС

3.1 Расчет потерь нефти от «малых дыханий»

3.2 Расчет потерь нефти от «обратного выдоха»

3.3 Расчет потерь нефти от «больших дыханий» на примере РВС-5000

4. Мероприятия по сокращению потерь нефти от испарения

5. Выбор мероприятия для сокращения потерь

Список использованных источников

Введение

На объектах транспорта, хранения нефти и нефтепродуктов, в процессе технологических операций, возникает необходимость в применении резервуарных парков, являющиеся технологическим объектом нефтеперекачивающих станций.

Если на головных перекачивающих станциях резервуарные парки предназначаются для создания определенного резерва нефти и нефтепродуктов, то на промежуточных станциях они являются буферными емкостями и предназначаются для компенсации неравномерности подачи двух соседних перекачивающих станций.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточной станций транспортируемая жидкость поступают в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти и нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных продуктов к потребителю связана со значительными их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном транспорте, из резервуаров, от неполного слива железнодорожных и автомобильных цистерн, обводнения, зачистки, а также вследствие аварий, разливов, разбрызгивания и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят к затратам общественного труда и снижению эффективности производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта.

Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов.

На базах долговременного хранения к потере сортности приводит окисление нефтепродуктов вследствие несвоевременной его реализации.

Таким образом, потери нефти и нефтепродуктов обусловливаются как специфическими их свойствами, так и условиями перекачки хранения, приёма, отпуска, техническим состоянием средств транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовестностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродуктов в окружающую среду приняли глобальный характер и без постоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению нефтепродуктов.

По статистике потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке значительно превышают потери при их хранении. Безусловно, распределение потерь зависит от характеристики продукта, вида объекта (нефтебаза, магистральный трубопровод) и характера перевалки нефти и нефтепродуктов. Поэтому одной из основных является проблема разработки и внедрения средств, сокращающих потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении.

1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций

1.1 Общие сведения

На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют стальные и железобетонные резервуары различных конструкций. Резервуары должны отвечать ряду требований. Они должны быть герметичными для хранящихся нефтепродуктов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требования в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химических свойств и условий перекачки нефтепродуктов удовлетворяются в различной степени и разными способами.

Резервуары сооружают наземными, полуподземными и подземными. Наземным называется резервуар, у которого днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3м от стенки резервуара) или заглублено менее чем на половину высоты резервуара. Полуподземным называется резервуар, днище которого заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2м над поверхностью прилегающей территории. Подземным называется резервуар, в котором наивысший уровень нефтепродукта находится не менее, чем на 0,2м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории.

Форма резервуаров может быть самой разнообразной. Сооружаются резервуары прямоугольные, цилиндрические, конические, сферические, каплевидные и т.д. Выбор формы резервуара зависит от его назначения, свойств хранимого нефтепродукта и требований, предъявляемых к условиям хранения.

Объем отдельных резервуаров колеблется в широких пределах и определяется технико-экономическими соображениями. В настоящее время эксплуатируются резервуары объемом более 100000 м3.

Вокруг наземных и полуподземных резервуаров для предупреждения разлива нефтепродуктов при авариях или пожаре сооружается с учетом рельефа местности сплошной земляной вал дли сплошная стена из несгораемого материала высотой не менее 1м. Эти сооружения называются обвалованием. Объем пространства внутри обвалования (свободный от резервуаров) должен быть не менее половины объема группы резервуаров, расположенных внутри обвалования, но не менее объема одного резервуара. Зеркало разлившегося нефтепродукта должно быть на 0,2м ниже верхнего края обвалования. Из этих условий определяются высота л линейные размеры обвалования. Наземные и полуподземные резервуары для однородных нефтепродуктов можно размещать группой в одном обваловании. Объем группы в одном обваловании не должен превышать 20000м3. Объем группы подземных резервуаров не ограничивается, однако поверхность зеркала нефтепродукта в каждом резервуаре не должна превышать 7000м , а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна превышать 14000м2.

Расстояние между стенками наземных цилиндрических резервуаров вертикальных и горизонтальных в пределах одной группы принимается для резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более 20м; для резервуаров с понтонами — 0,65 диаметра, но не более 30м; для резервуаров со стационарными крышами — 0,75 диаметра, но не более 30м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20м при хранении горючих жидкостей.

Резервуары объемом до 200м3 включительно для нефти и нефтепродуктов допускается располагать на одном фундаменте в блоках общим объемом до 4000м3, при этом расстояние между стенками резервуаров в блоке не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних блоков объемом 4000м3 следует принимать 15м. Резервуары, расположенные в блоке, должны быть ограждены сплошным земляным валом или стенкой высотой 0,8м, как при вертикальных резервуарах.

Между резервуарами разных конструкций и размеров следует принимать наибольшее расстояние из указанных выше.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, — не менее 40м и для подземных — 15м.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м.

topref.ru