Проектирование перевалочной нефтебазы Тюмень. Нефтебаза Тюмень. 1. Определение исходных расчетных данных
 Скачать 3.97 Mb.
|
|
6.3 Участок «резервуарный парк – а/м станция» Производительность участка определяется максимальной производительностью «закачки-выкачки» ПРУ для осуществления внутрибазовых операций. Произведем расчет по формулам (6.1)-(6.7), данные которого занесем в таблицу. Таблица 6.3 Гидравлический расчет трубопроводов на участке «резервуарный парк–а/м станция»
Таким образом, в данной главе были определены производительность, диаметр и потери напора на каждом участке, с помощью которых будет произведен выбор насосно-силового оборудования для возможности проведения технологических операций на проектируемой нефтебазе. 7. ПОДБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ 7.1. Подбор насосов Для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазах используют центробежные, поршневые и шестерёнчатые насосы. При необходимости применяют вакуумные насосы и эжекторы. Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные и поршневые насосы. Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации. Для них требуются более легкие фундаменты, и они могут соединяться с электродвигателем без промежуточных редукторов. Для правильного выбора насосов необходимо знать требуемую пропускную способность трубопроводных коммуникаций Q, обслуживаемых данным насосом (или насосной станцией), необходимый напор и подпор насоса. Согласно гидравлического расчета, подбор насосов производится по производительности ПРУ для двух групп резервуаров (1 группа для топлива Дз, 2 группа для Дл): Q=500 м3/ч. Принимаем в качестве вариантов для обоих групп насосы марок [7]: 1. 10НД-10*2 с напором Н=290 м при подаче насоса Q=700 м3/ч, допустимый кавитационный запас Δhдоп=11 м. 2. 8НДв-Нм с диаметром рабочего колеса D=500 мм, напор Н=82 м при подаче насоса Q=600 м3/ч, допустимый кавитационный запас Δhдоп=3,5 м. Определим требуемый напор насоса:  где  – максимальная высота налива нефтепродукта в резервуар,kз – коэффициент заполнения резервуара, kз=0,9 для РВС со стационарной крышей. – геодезическая разность отметок конца и начала трубопровода рассматриваемого участка, м. Принимаем  .Потери напора на нагнетании берутся наибольшими из гидравлического расчета. Тогда для Дз и Дл по формулам (7.2) и (7.1):  ; .Для окончательного выбора насосного агрегата производится его проверка на всасывающую способность по двум условиям:  , где  – допустимая высота всасывания насоса, м. – минимальный напор в начале всасывающего трубопровода, м.Потери напора на всасывании берутся также наибольшими согласно гидравлического расчета. Допустимая высота всасывания определяется по формуле [8]:  где  – скорость жидкости во входном патрубке насоса, м/с; – ускорение свободного падения,  .Для насоса 10НД-10*2 при перекачке дизельного топлива Дл данная величина составит:  .Следовательно, насос обладает самовсасывающей способностью Проверим выполнение ранее заданных условий. Условие (7.3) выполняется:  .Так как потери напора на всасывании больше на участке «РП-НС» определим выполнение условия (7.4) для данного участка, приняв : .1,34<1,49 м Условие не выполняется. Требуется заглубление насосных агрегатов на величину:  Для насоса 10НД-10*2 при перекачке Дз допустимая высота всасывания насоса равна:  .Так как величина отрицательная, следовательно, насос не обладает самовсасывающей способностью и требует подпора величиной  .Проверим выполнение ранее заданных условий. Условие (7.3) выполняется:  .Так как потери напора на всасывании больше на участке «ж/д эстакада – насосная станция» определим выполнение условия (7.4) для данного участка, приняв : Условие выполняется. Окончательно принимаем для перекачки дизельного топлива Дл и Дз насос марки 10НД-10*2, а также заглубляем насосную станцию на 2,83 м. 7.2 Подбор приводящих насосы двигателей Подбор двигателей для привода насосов 10НД-10*2 будем осуществлять по мощности и частоте вращения вала насоса при максимально возможной производительности. Мощность определим по формуле(7.6.):  где kз – коэффициент запаса, равный ; ρ – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; Q – максимально возможная производительность насоса, Qmax =700 м3/ч = 0,194 м3/с; Н – напор при максимальной производительности, Н = 290 м ; η – КПД насоса при максимальной производительности, η = 0,84; ηД – КПД двигателя (для электродвигателей равен 0,95). Для перекачки дизельного топлива Дз: ρ-40 = 886,67кг/м3; Qmax = 700 м3/ч = 0,194 м3/с; Н =290 м  кВт.Для перекачки дизельного топлива Дл: ρ-40 = 877,66 кг/м3; Qmax = 700 м3/ч = 0,194 м3/с; Н = 290 м  кВт.Выбираем электродвигатель асинхронный трехфазный с короткозамкнутым ротором серии А4 предназначенный для привода механизмов, не требующих регулирования частоты вращения (насосы, вентиляторы, дымососы и др.) типа А4 85/49 -4У38001500 с мощностью 800 кВт и частотой 1500 об/мин. 8. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ Механический расчет технологических трубопроводов производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева. В редких случаях производится расчет трубопроводов на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, (которых в нефтебазовых трубопроводах практически не бывает). Но в любом случае проведем проверочный расчет толщины стенки трубы. Толщина стенки технологических трубопроводов определяется по формуле [4]:  где  – коэффициент надежности по нагрузке; – внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа; – наружный диаметр, м; – первое расчетное сопротивление материала труб, МПа.Обычно на нефтебазах давление не превышает 16 кгс/см2, т. е. р=1,631 МПа. Коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению)  (по СНиП 2.05.06 - 85*).Первое расчетное сопротивление материала R1 определяется по следующей формуле:  где  – первое нормативное сопротивление, соответствующее пределу прочности материала труб, МПа; – коэффициент условия работы трубопроводов, и т.к. все технологические трубопроводы относятся к высшей категории, то  ; – коэффициент надежности по материалу (k1=1,55 для бесшовных труб); – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от диаметра труб, принимаем равным 1,0.Обычно толщина стенки, полученная по формуле, значительно меньше минимальной толщины труб данного диаметра, выпускаемых заводами-изготовителями. Поэтому расчет трубопровода на прочность обычно не производится, диаметр трубопровода определяется из гидравлического расчета, а толщина стенки принимается минимальной для данного диаметра. На проектируемой нефтебазе в качестве материала труб используется сталь 10Г2. Согласно ее механическим характеристикам:  . Тогда: .Для определения толщины стенки зададимся максимальным диаметром трубопровода, который используется на нефтебазе:  . .В результате получили, что для обеспечения надежной работы трубопровода необходима толщина стенки металла труб равная 1,8 мм. А так как минимальная толщина стенки трубы соответствует 6 мм, то гарантированно выполняется условие надежной работы всех технологических трубопроводов, связанных с перекачкой дизельного топлива Дз и Дл. 9. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ «БОЛЬШИХ ДЫХАНИЙ» Потери от «больших дыханий» - это потери от испарения при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие заполнения резервуара нефтепродуктом. Выполним расчет потерь от «больших дыханий» для Дз при максимальной температуре окружающего воздуха (+34С). Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое дыхание» определяется по формуле:  , (9.1)где Vб – объем закаченного в резервуар нефтепродукта, м³; V1 – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта, м³; р2 – абсолютное давление в газовом пространстве в конечный момент времени закачки, Па; р1 – абсолютное давление в газовом пространстве в начальный момент времени закачки, Па; рs – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре поверхности резервуара (при +34С рs= 50,88 кПа = 50880 Па);з Мб – молекулярный вес бензиновых паров, кг/моль; Т – средняя температура в газовом пространстве резервуара, К; R – универсальная газовая постоянная. Абсолютные давления в газовом пространстве в конечный и начальный моменты времени закачки определяются по формулам: р1 = ра + рк.в , (9.2) р2 = ра + рк.д , (9.3) где ра – атмосферное (барометрическое) давление, принимаем ра = 0,1 МПа; рк.в., рк.д. – вакуум и избыточное давление в резервуаре, при которых срабатывает дыхательный клапан. Выбираем дыхательный клапан КДС-1000 с рк.д = 2000 Па и рк.в = 250 Па. р1 =100000+250=100250 Па, р2 =100000+2000=102000 Па, Молекулярный вес бензиновых паров определяется по формуле Мб =60+0,3·tн.к+0,001·t²н.к , (9.4) где tн.к – температура начала кипения дизельной фракции, равная 190С. Мб =60+0,3·190+0,001·190² =153,1кг/моль Средняя температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле:  (9.5)где ТВ – температура воздуха в данный момент времени, К; ΔТВ – среднее изменение температуры воздуха, К. Принимаем, что температура постоянна, следовательно, ΔТВ=0 К. ΔТГ – среднее изменение температуры газового пространства, К. Аналогично принимаем ΔТГ=0 К.  С = 303 КОбъем закаченного в резервуар нефтепродукта с учетом коэффициента заполнения, принимаемого равным 0,9 равен Vб = 0,9·V1 = 0,9·2150 = 1935 м³ и 0,9·3370=3033м³ Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое дыхание» равна:  =5703,6 кг.Таким образом потери от одного «большого дыхания» из одного резервуара для Дл при максимальной температуре воздуха равны 5703,7 кг.  =8940,1 кг.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Эксплуатация нефтебаз. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. М., Недра, 1975 Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов/ С.Г. Едигаров и др – М.: Недра, 1982 СНиП 2.01.07-85*. Воздействия и нагрузки 4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. СНиП 23-11-99. Строительная климатология. 7. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие./ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова – СПб.: Недра, 2004. 8. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учеб. пособие для вузов. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. М., Недра, 1981 9. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Проектирование и эксплуатация нефтебаз» для студентов специальности – 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» дневной и заочных форм обучения (часть I,II). Земенков Ю.Д., профессор, д.т.н., Маркова Л.М., доцент, к.т.н, Бабичев Д.А., ассистент Приложение 1  Рис. П.1. Компоновка резервуарного парка Размещено на Studbooks.net | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, м3/ч
, м/с
, мм
, мм
, мм
, мм
, м/с
, м
, м