Проект перевалочной нефтебазы

• Название: Проект перевалочной нефтебазы
• Дата: 06.01.2023
• Размер: 0.82 Mb.
• Имя файла: f2a9908.doc
• Тип: Курсовой проект; #874524
• страница: 2 из 4

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 l_P-P – расстояние между стенками соседних резервуаров в группе, м;

D_P – диаметр резервуара, м.
Если полученные расчетные значения по формулам (3.1), (3.2) превышают 30 м, то следует принимать l_P-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 h_обв – высота обвалования, м;

V_p– 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 h_обв = 1,72 м;

- для группы резервуаров бензина Аи-76

м, принимаем h_обв = 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 D_у = 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 D_у = 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;

H_s – допустимая высота всасывания насоса, м.
Допустимую высоту всасывания можно определить по формуле:

(4.2)

где Р_а– давление барометрическое, Па;

P_s– 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 Р_а= 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 N_дв – мощность электродвигателя, кВт;

К_з – коэффициент запаса мощности, принимается в размере 1,15 для двигателей N_дв < 500 кВт; и 1,1 для двигателей N_дв > 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 D_н = 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 Н_взл – высота взлива, м;

k_и – коэффициент использования для резервуара.

Н_р – высота резервуара, м.
Согласно табл. 2.4 прил.2 [3] принимаем k_и= 0,84.

Согласно табл.1 принимаем Н_р = 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.