Сооружение резервуарного парка. Cооружение_и_ремонт_РП_Кетов_Д_О_. Расчет, планировка и сооружение резервуарного парка головной нефтеперекачивающей станции
 Скачать 202.55 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» Кафедра Нефтегазовые технологии Курсовая работа По дисциплине: Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ Тема: Расчет, планировка и сооружение резервуарного парка головной нефтеперекачивающей станции Вариант - 10 Содержание
Исходные данные
Геология (для расчета осадки резервуара) Для четных вариантов: На основании отчета по инженерно-геологическим изысканиям, площадка под строительство сложена суглинками тугопластичными (ИГЭ-2) мощностью 5м со следующими характеристиками: сII=15,3МПа, φII=20˚, Е=54МПа; ниже залегают суглинки мягкопластичные (ИГЭ-1) со следующими характеристиками: сII=15.2МПа, φII=18˚, Е=41.4МПа. Мощность слоя до 10м, ниже – суглинки текучепластичные с характеристиками сII=18.6МПа, φII=14˚, Е=39,7МПа. Мощность слоя 15м. Грунтовые воды в скважинах не встречены. Нормативная глубина промерзания суглинков под оголенной от снега поверхностью составляет 1,6 м. Для нечетных вариантов: На основании отчета по инженерно-геологическим изысканиям, площадка под строительство сложена суглинками мягкопластичными (ИГЭ-1) с характеристиками : сII=15.2МПа, φII=18˚, Е=41.4МПа. Мощность слоя 5м. Ниже залегает суглинок текучепластичный (ИГЭ-4) с характеристиками сII=18.6МПа, φII=14˚, Е=39.7МПа. Мощность слоя 10м. Ниже – суглинки текучепластичные с характеристиками сII=18.0МПа, φII=13˚, Е=38,7МПа. Мощность слоя 15м. Грунтовые воды в скважинах не встречены. Нормативная глубина промерзания суглинков под оголенной от снега поверхностью составляет 1,6м. *сII-удельное сцепление грунтов, φII-угол внутреннего трения, Е-модуль деформации грунта. Введение Современные предприятия трубопроводного транспорта – это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтью, нефтепродуктами или газом. Одними из таких сложных инженерно-технических сооружений являются резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Несмотря на определенный прогресс, достигнутый в последние годы в резервуаростроении, резервуары для нефти и нефтепродуктов остаются одними из наиболее опасных объектов. Это связано с целым рядом причин, наиболее характерными из них являются: – высокая пожаровзрывоопасность хранимых продуктов; – крупные размеры конструкций и связанная с этим протяженность сварных швов, которые трудно проконтролировать по всей длине; – несовершенство геометрической формы, неравномерные просадки оснований; – большие перемещения стенки, особенно в зонах геометрических искажений проектной формы; – высокая скорость коррозионных повреждений; – малоцикловая усталость отдельных зон стенки конструкции; – сложный характер нагружения конструкции в зоне уторного шва в сочетании с практическим отсутствием контроля сплошности этих сварных соединений. Поэтому есть основания считать, что на сегодняшний день вопрос обеспечения надежности при проектировании резервуарных конструкций остается актуальным. 1 .Определение вместимости резервуарного парка нефтеперекачивающей станции. Емкость и число резервуаров в составе резервуарного парка НПС должны определяться с учетом коэффициента использования емкости резервуара. Таблица 1. Рекомендуемые величины коэффициента использования емкости
Необходимая вместимость резервуаров определяется по формуле:  Vpi - расчетная вместимость резервуаров, м3; Vi –объем резервуаров, м3; h - коэффициент использования емкости резервуаров, принимается по таблице 1, представленной выше, в соответствии с нормами технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) ВП 5-95. однотипности по конструкции к единичной вместимости резервуаров; суммарный объем резервуаров НПС должен обеспечивать вместимость 3-х суточного объема перекачки нефти:  Q - расход нефти, транспортируемой по трубопроводу, м3/сутки; Расходы для расчетов приведены в исходных данных. 2. Выбор типа и количества резервуаров Согласно СТО-СА-03-002-2009 «Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» выбор типа резервуара осуществляется Заказчиком в зависимости от классификации хранимой нефти и нефтепродуктов по t вспышки и P насыщенных паров при t хранения: а) Для ЛВЖ при Р насыщенных паров свыше 26,6 кПа (нефть, бензин, авиакеросин) применяются: - РВСП; - РВС без понтона, оборудованные газовой обвязкой или установкой улавливания легких фракций; - РВСПК. б) Для ЛВЖ при Р насыщенных паров менее 26,6кПа, а также для ГЖ с t вспышки 61С (мазут, диз. Топливо, бытовой керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются РВС. В зависимости от номинального объема, места расположения, прогнозируемой величины ущерба при возможной аварии резервуара подразделяются на 4 уровня ответственности - класса опасности: I - резервуары объемом больше 50000м3 II - резервуары объемом от 10000 до 50000 м3 III - резервуары объемом от 1000 до 10000 м3 IV - резервуары объемом менее 1000 м3 Класс опасности повышается для резервуаров расположенных по берегам рек, водоемов и в черте городской застройки, а также для резервуаров, предназначенных для хранения жидкости плотность свыше 1,015 т/м3. При проектировании класс опасности учитывается при: - назначении спец требований в рабочей документации к материалам и объемам контроля; - выборе коэффициента надежности по назначению; - выборе методов расчета. Объем, тип и число резервуаров в составе общего парка должны определяться с учетом экономической эффективности, а также обеспечения: - необходимой оперативности при заданных условиях эксплуатации; - возможности вывода резервуаров из эксплуатации для ремонта без ущерба для производственной деятельности; - минимального расхода металла; - минимальных потерь нефтепродуктов от испарений; - возможно большей однотипности резервуаров; - тушения возможных пожаров. Количество и объем резервуаров определяем по необходимому объему для хранения нефтепродуктов в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 (СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов). Технико - экономические показатели стальных резервуаров с понтоном приведены в приложении 2. При  принимаем типовые резервуары вертикальные стальные с алюминиевым понтоном, объёмом 2000, 3000 и 5000 м3, как наименее затратных по расходу металла на 1 м3 полезного объёма, рассчитаем их количество:РВСП – 5000 м3; РВСП – 3000 м3; РВСП – 2000 м3 Их полезный объем: РВСП-5000 - 4957 м3 ; РВСП-3000 - 3190 м3 ; РВСП-2000 - 2007 м3 Потребное число резервуаров: РВСП-5000 =  = 2,6 = 3 шт.РВСП-3000 =  = 4,04 = 4 шт.РВСП-2000 =  = 6,41 = 6 шт.Расход металла для каждого варианта: РВСП-5000 = (23,6 * 4957) * 3 /1000 = 350,96 т. РВСП-3000 = (23,6 * 3190) * 4 / 1000 = 301,14 т. РВСП-2000 = (23,3 * 2007) * 6 / 1000 = 280,58 т. Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВСП-2000 м3 3. Состав оборудования резервуара Вертикальные стальные резервуары (РВС) по назначению подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. сырьевые резервуары служат для приёма обводнённой нефти с месторождений. технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники. резервуары, в которые поступает обезвоженная или обессоленная нефть для последующей сдачи в нефтепровод, называются товарными. Основными элементами РВС являются днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание – фундамент. Корпус РВС в зависимости от его объёма и высоты изготавливают из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. В зависимости от свойств нефтей и климатических условий крыши РВС могут строиться плоскими, коническими и сферическими. Резервуары оснащаются лестницами и противопожарными средствами. Технологические РВС для предварительного сброса воды или отстоя нефти оборудуются маточниками для равномерного распределения нефтяной эмульсии и трубопроводами для удаления воды из него. На крыше РВС имеется световой люк, который служит для проветривания в процессе подготовки РВС к ремонту и проникновения света внутрь РВС. В рабочем положении световой люк должен быть плотно затянут и пропуски в прокладке не допускаются. На крыше РВС имеется также замерный люк, который служит для измерения уровня нефти и отбора проб пробоотборником. На первом поясе РВС устроен люк-лаз, служащий для проветривания, а также для ввода резиновых шлангов при пропарке и проникновения людей внутрь РВС. Имеются приёмный, выкидной трубопровод и трубопровод для удаления сточной воды. Все РВС должны оснащены следующими устройствами для безопасной эксплуатации: -дыхательной аппаратурой; -приборами контроля уровня; -устройствами пожарной безопасности; -устройствами молниезащиты. В состав оборудования РВС входит дыхательный клапан. Он предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении РВС и ввода воздуха при его опорожнении. Для предупреждения проникновения пламени внутрь РВС через дыхательный клапан под этим клапаном устанавливают огнепреградитель. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня жидкости для предотвращения перелива РВС. В состав устройств пожарной безопасности входят подслойное пенотушение и система орошения РВС. Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом РВС молниеприёмниками (молниеотводами). Нижний пояс стенки РВС должен быть присоединён через токоотводы к заземлителям, установленным по окружности стенки , не менее, чем в двух диаметрально противоположных точках. |