Главная страница
Навигация по странице:

  • Категория склада Максимальный объем одного резервуара, м

  • Резервуары Единичный номинальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м

  • Денис Курсовая СБОР и ПОДГОТОВКА(готово). Расчёт материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв)


    Скачать 165.52 Kb.
    НазваниеРасчёт материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв)
    Дата24.05.2023
    Размер165.52 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаДенис Курсовая СБОР и ПОДГОТОВКА(готово).docx
    ТипКурсовая
    #1156910
    страница2 из 5
    1   2   3   4   5


    Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом, когда наивысший уровень хранимой в нем жидкости находится не менее чем на 0,2 м ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. В районах Крайнего Севера с вечной мерзлотой практикуется установка резервуаров на свайных основаниях.

    Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания лечения внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, приемно-отпускными устройствами, а при необходимости, особенно при хранении нефти и темных нефтепродуктов, системами размыва донных отложений. Вентиляционные патрубки на резервуарах для нефтепродуктов с температурой вспышки менее 120 °С оборудуются огневыми преград ителями.

    Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

    Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша.

    Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

    На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

    Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградигели паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

    Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущее к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя: насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150—300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

    Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории (табл. 2.2).

    Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе и представлены в табл. 2.3.

    Таблица 2.2.

    Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

    Категория склада

    Максимальный объем одного резервуара, м3

    Общая вместимость резервуарного парка, м3

    I

    -

    Св.100000

    II

    -

    Св. 20 000 до 100 000 вкл.

    IIIa

    До 5000

    Св. 10 000 до 20 000 вкл.

    III6

    До 2000

    Св. 2000 до 10 000 вкл.

    Шв

    До 700

    До 2000 вкл.


    Таблица 2.3.

    Основные характеристики групп резервуаров

    Резервуары

    Единичный номинальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м3

    Вид хранимых нефти и нефтепродуктов

    Допустимая общая номинальная вместимость группы, м3

    Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе

    С плавающей крышей

    50 000 и более

    Независимо от вида жидкости

    200 000

    30 м

    Менее 50 000

    Тоже

    120 000

    0,5D, но не более 30 м

    С понтоном

    50 000

    Тоже

    200 000

    30м

    Менее 50 000

    То же

    120 000

    0,65D, но не более 30 м

    Со стационарной крышей

    50 000 и менее

    Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки выше 45 °С

    120 000

    0,75D, но не более 30 м

    Со стационарной крышей

    50 000 и менее

    То же, с температурой вспышки 45 °С и ниже

    80 000

    0,75D, но не более 30 м

    По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:

    • товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов;

    • резервуарные парки перекачивающих станций нефте-и нефтепродуктопроводов;

    • резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.

    Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, значительными объемами хранимых жидкостей, а также тем, что в одной резервуарной группе хранятся нефтепродукты, близкие или одинаковые по составу и своим пожароопасным свойствам. В резервуарных парках второго вида все резервуары чаще всего имеют нефть или нефтепродукт одного вида.

    В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м3 и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

    На складах категории III a при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

    Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м3 и более.

    В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворо-проводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов.

    3. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

    Годовая производительность установки по сырью- 1,4 млн т/год.

    Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400ч).

    Обводненность сырой нефти - 70% масс.

    Содержание воды на выходе нефти– 0,5% масс.

    Содержание УВ в товарной воде- 0,1%масс.
    Таблица 3.1.

    Химический состав нефти

    Компонент


    СО2


    N2

    CH4

    C2H6

    C3H8

    i-C4H10

    н-C4H10

    i-C5H12

    н-C5H12

    Остаток

    Итого

    % мол.

    0,36

    0,2

    25,91

    2,16

    3,52

    1,19

    3,45

    2,1

    2,15

    58,86

    100



    3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
    Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

    Р = 1 МПа t = 10 0С

    Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

    уi = Ki xi (3.1.)

    где уi - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящимся в равновесии с жидким остатком; xi - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 1 МПа и t =10 0С).

    Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

    уi= (3.2)
    где Zi – мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

    N - мольная доля отгона.

    Поскольку ∑ уi = 1,то по уравнению (3.2) получим

    =1 (3.3)

    Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N , при заданных составе исходной смеси Zi, давлении и температуре сепарации.

    При расходе нефтяной эмульсии Gэ – 1400000 тонн/год часовая производительность установки составит:

    т/ч.

    Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.2.

    Таблица 3.2.

    Исходные данные для расчета

    Компонент смеси

    Мольная доля компонента в нефти (Zi)

    Молекулярная масса компонента (Mi), кг/моль

    Кi

    СО2

    0,36

    44

    14,6

    N2

    0,2

    28

    48,8

    CH4

    25,91

    16

    20,8

    C2H6

    2,16

    30

    2,98

    C3H8

    3,52

    44

    0,63

    н- C4H10

    1,19

    58

    0,29

    i- C4H10

    3,45

    58

    0,2

    н-C5H12

    2,1

    72

    0,05

    i-C5H12

    2,15

    72

    0,04

    остаток

    58,96

    86

    0,01



    ∑ Zi=100






    Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

    у1 =
    у2 =
    у3 =
    у4 =
    у5 =
    у6 =

    у7 =
    у8 =
    у9 =
    у10 =

    Путем подбора определим такую величину
    1   2   3   4   5



    написать администратору сайта