курсовая по азс. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтебаз и азс

Название	Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтебаз и азс
Анкор	курсовая по азс
Дата	09.11.2022
Размер	1.14 Mb.
Формат файла
Имя файла	3_PZ_nps.docx
Тип	Курсовой проект #778360
страница	4 из 6

1 2 3 4 5 6

3. Расчёт потерь нефти от испарения из резервуаров

3.1. Исходные данные для расчёта

Исходные данные для расчета представлены в таблице 2.

Таблица 2. Исходные данные

Местонахождение объекта	село Калейкино, Респ. Татарстан
Дата	18 июля 2020 г.
Географическая широта с. Калейкино ψ	54^о55’00’’
Атмосферное давление P_а, Па	101325
Максимальная температура воздуха в принятую дату Т_макс, К	300
Минимальная температура воздуха в принятую дату Т_мин, К	287
Коэффициент облачности K_о	0,6
Коэффициент прозрачности атмосферы γ	0,7
Время простоя резервуара t_ПР, ч	---
Тип углеводородного сырья	нефть Татарстана
Температура начала кипения T_НК,^оC	350
Плотность нефти при 20 ^оС, кг/м³	872
Тип и количество РВС	РВСПК-50000, 8 шт.
Высота сферической кровли РВС H_к, м	5,7
Коэффициент оборачиваемости n_об	20
Q_зак, м³/ч	10000
Q_отк, м³/ч	10000
Изменение взлива нефтепродукта ΔH, %	85

3.2. Расчёт потерь нефти от «малых дыханий»

Потери от «малых дыханий» обусловлены суточными колебаниями температуры (главным образом) и атмосферного давления. В ночное время температура наружного воздуха уменьшается, вызывая остывание паровоздушной смеси в ГП резервуара, что, в свою очередь, приводит к снижению давления в нем. Как только вакуум достигает величины, равной уставке вакуумного клапана, внутрь резервуара начинает поступать атмосферный воздух, интенсифицируя процесс испарения. В дневное время под воздействием солнечной радиации и более высокой температуры наружного воздуха давление в ГП резервуара увеличивается. Как только оно сравняется с уставкой клапана давления, паровоздушная смесь начинает вытесняться в атмосферу. [5]

1) Определим площадь «зеркала нефти» по формуле (1):

(1)

где

– диаметр резервуара, D_р = 60,7 м.

2) Среднюю высоту газового пространства найдём по формуле (2):

, (2)

где

– высота взлива нефти, м:

. (3)

3) Молярная масса паров нефти по формуле (4) будет следующей:

, (4)

где

– температура начала кипения нефтепродукта (нефти), К.

4) Средняя температура воздуха по формуле (5) примет следующий вид:

, (5)

где

– максимальная температура воздуха, К;

– минимальная температура воздуха даты, указанной в задании, К.

5) Средняя температура нефти будет равна средней температуре воздуха:

. (6)

6) Теплоёмкость нефти при её средней температуре найдём по формуле (7):

. (7)

где

– плотность нефти при температуре 293К,

;

– средняя температура нефти, К.

7) Теплопроводность нефти при её средней температуре определим по формуле (8):

, (8)

где

– коэффициент теплопроводности,

;

– коэффициент теплоёмкости,

.

8) Плотность нефти при средней температуре вычислим по формуле (9):

, (9)

где

– коэффициент объемного расширения, для нефти с плотностью 870-879 кг/м³ –

.

9) Коэффициент температуропроводности нефти найдём по формуле (10):

, (10)

где

– коэффициент теплопроводности,

;

– коэффициент теплоёмкости,

.

10) Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала 2020 года –

.

11) Расчётное склонение Солнца 18 июля при

можно найти по формуле (11):

. (11)

12) Продолжительность дня определяем по формуле (12):

. (12)

где

– расчётное склонение солнца;

– географическая широта места установки резервуара.

13) Расчётный параметр

по формуле (13) равен:

. (13)

где

– коэффициент температуропроводности нефти.

14) Интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, найдём по формуле Кастрова-Савинова (14):

. (14)

где

– коэффициент учитывающий состояние облачности;

– коэффициент прозрачности атмосферы;

– склонение солнца;

– географическая широта.

15) Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную плоскость найдём по формуле (15):

. (15)

где

– диаметр резервуара, м.

16) Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень вычислим по формуле (16):

, (16)

где

– площадь «зеркала» нефти,

.

17) Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство найдём по формуле (17):

. (17)

18) Количество тепла, получаемого 1 м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации, определим по формуле (18):

, (18)

где

– степень черноты внешней поверхности резервуара,

– интенсивность солнечной радиации,

. Для резервуара, окрашенного белой краской,

.

19) Величины коэффициентов теплоотдачи найдем по следующим формулам:

, (19)

, (20)

где

– эмпирические коэффициенты, принимаемые по Таблице 3.

Таблица 3. Величины эмпирических коэффициентов

Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м²К)	Коэффициенты
Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м²К)	a_α₀	10³·a₁_α	10⁶·a₂_α	b_α₀	10²·b_α₁
α_p	3,05	9,01	-7,65	-	-
α’_p	-	-	-	-9,19	4,59
α_b_л	2,7	8,07	-6,09	-	-
α’_b_л	-	-	-	-3,9	3,78
α_b_к	2,6	15,28	-16,54	-	-
а_г	1,68	3,59	-2,69	-	-

Необходимо учесть рекомендации Н. Н. Константинова при выборе некоторых коэффициентов теплоотдачи:

. (21)

. (22)

. (23)

Остальные коэффициенты определим по формулам (19) и (20), а также используя данные из Таблицы 3:

.

20) Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время определим по следующим формулам:

, (24)

, (25)

где

– коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефти соответственно в ночное и дневное время,

. [5]

21) Избыточные максимальная и минимальная температура стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефтепродукта, вычислим по следующим формулам:

, (26)

, (27)

где

– коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время; их вычисляют как сумму коэффициентов теплоотдачи конвекцией

и излучением

;

– приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефти соответственно в ночное и дневное время;

– разность минимальной и средней (максимальной и средней) температур нефти соответственно, К.

Избыточные максимальная и минимальная температура стенки резервуара примут следующие значения:

22) Избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефтепродукта найдём по следующим формулам:

, (28)

. (29)

23) Минимальная и максимальная температуры газового пространства резервуара высчитывается по следующим формулам:

, (30)

, (31)

где

– средняя температура нефти в резервуаре, К.

24) Объемы жидкой, паровой фаз, а также суммарный объём фаз в резервуаре рассчитываются по следующим формулам:

, (32)

, (33)

где

– геометрическая вместимость резервуара,

.

25) Содержание фаз и величину функции

определим по формулам (34) и (35):

. (34)

Для нефти рекомендуемое значение величина

составляет

, а в качестве выражения для расчета поправки, учитывающей влияние соотношения фаз на давление насыщения, рекомендуется использовать следующую формулу:

. (35)

26) Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре в газовом пространстве резервуара вычислим по формуле (36):

, (36)

где

– давление насыщенных паров нефти по Рейду, Па;

– минимальная температура ГП резервуара, К. Так как величина

отсутствует в условиях, то для нефти примем:

. [5]

27) Клапан выбираем по максимальной необходимой пропускной способности:

27.1) Пропускная способность клапанов по внутреннему давлению по формуле (37):

, (37)

27.2) Пропускная способность клапанов по вакууму по формуле (38):

. (38)

Исходя их данных Таблицы 4 и с учетом максимальной необходимой пропускной способности дыхательных клапанов, можно сделать вывод, что для нашего резервуара необходимо 10 клапанов НДКМ-350.

Таблица 4. Параметры дыхательных клапанов

Тип	Dу, мм	Пропускная способность (не менее), м³/ч	Условия срабатывания
Тип	Dу, мм	Пропускная способность (не менее), м³/ч	Избыточное давление, Па	Вакуум, Па
НДКМ-100	100	200	1600	160
НДКМ-150	150	500	1600	160
НДКМ-200	200	900	1600	160
НДКМ-250	250	1500	1600	200
НДКМ-350	350	3000	2000	200

28) Величины объемной и массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве и минимальная молярная масса ПВС определены по следующим формулам:

, (39)

, (40)

, (41)

где

– объёмная концентрация насыщенных паров;

– молярная масса ПВС,

;

– молярная масса воздуха,

;

– абсолютное давление, Па;

; P_КВ – установка клапана вакуума, Па.

29) Определим параметры ПВС в газовом пространстве резервуара при температуре

.

29.1) Плотность ПВС (

заменена на

) определена по формуле (42):

, (42)

где

– универсальная газовая постоянная,

.

29.2) Масса ПВС в газовом пространстве резервуара найдена по формуле (43):

. (43)

29.3) Масса паров нефти в газовом пространстве резервуара можно вычислить по формуле (44):

. (44)

30) Продолжительность роста парциального давления в газовом пространстве можно найти по формуле (45):

. (45)

31) Задаемся средней объемной концентрацией углеводородов в газовом пространстве в период роста парциального давления. Пусть она будет равна

.

Параметры ПВС при этой концентрации и средней температуре хранения.

31.1) Молярная масса ПВС при средней объемной концентрации

по формуле (46) примет следующее значение:

. (46)

31.2) Кинематическая вязкость ПВС по формуле (47) будет следующей:

, (47)

,

где

– средняя температура нефти в резервуаре, К.

31.3) Концентрация насыщенных паров по формуле (48) будет равна:

, (48)

где

– абсолютное давление, Па;

; P_КД – установка клапана давления, Па.

31.4) Коэффициент диффузии паров определим по формуле (49):

, (49)

где a_м, b_м– эмпирические коэффициенты. Для нефти Восточной Сибири

.

31.5) Плотность ПВС при средней температуре по формуле (50) примет следующее значение:

. (50)

32) Число Шмидта определим по формуле (51):

. (51)

33) Модуль движущей силы процесса испарения найдём по формуле (52):

. (52)

34) Критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения нефти при неподвижном хранении, определим по формуле (53):

. (53)

35) Плотность потока массы испаряющейся нефти по формуле (54) будет следующей:

, (54)

.

36) Массу нефтепродукта, испарившегося в период роста парциального давления в газовом пространстве, определим по формуле (55):

, (55)

где

– молярная масса паров нефти,

;

– абсолютные температуры соответственно воздуха и нефти, К. [5]

37) Массовая и объемная расчетные концентрации нефти в газовом пространстве к концу периода роста парциального давления по следующим формулам примут значения:

, (56)

где

– масса соответственно УВ и ПВС в ГП резервуара в начале технологической операции,

;

. (57)

где

- отношение молярной массы паров нефти к молярной массе воздуха.

38) Проверим, не превышает ли найденная величина

концентрации насыщенных паров при максимальной температуре воздуха.

38.1) Давление насыщенных паров по формуле (58) примет следующее значение:

. (58)

38.2) Концентрация насыщенных паров по формуле (50) будет равна:

. (59)

38.3) Так как

, то расчетная объемная концентрация углеводородов в газовом пространстве на рассматриваемый период определим по формуле (60):

. (60)

38.4) Отклонение найденного значения от принятой величины C_ср найдём по формуле (61):

. (61)

Отклонение меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%). Из этого можно сделать вывод, что была задана правильная средняя объемная концентрация. [5]

39) Максимальное парциальное давление паров нефти в газовом пространстве резервуара определим по формуле (62):

. (62)

40) Среднее массовое содержание паров нефтепродукта в ПВС, вытесняемой из резервуара, найдём по формуле (63):

, (63)

где

– максимальная и минимальная температуры газового пространства резервуара, К.

. 41) Потери нефти от «малых дыханий» определим по формуле (64):

. (64)

На 18 июля 2020 года они будут составлять

1 2 3 4 5 6