Классификация и конструктивные особенности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Мая 2015 в 19:08, курсовая работа
Описание работы
Основной проблемой при длительном хранении нефтепродуктов в резервуарном парке, является их потери при испарении в результате больших и малых «дыханий». Повышение эффективности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в частности резервуарных парков, возможно только при научно-обоснованном определении и прогнозировании потерь нефтепродукта, влияющих на экологические и экономические ущербы.
Целью работы является расчет потенциальных потерь дизельного топлива при длительном хранении, расчет резервуара РВС -20000 м3 в условиях эксплуатации города Находка, его основных конструкционных параметров и выбор конструкционного материала.
Содержание работы
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................... 5
ГЛАВА1. Аналитический обзор ............................................................................................... 6
1.1. Физико-химические основы процесса хранения ДТ………………………………......6
1.2. Классификация и конструктивные особенности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов…………………………………………………………………………………14
1.3. Резервуарный парк ДТ: вопросы экологии и промышленной безопасности…….....24
ГЛАВА 2. Расчетная часть ...................................................................................................... 27
2.1 Определение геометрических параметров резервуара ................................................. 27
2.2 Расчет потенциальных потерь дизельного топлива при хранении .............................. 29
2.3 Выбор и обоснование конструкционного материала .................................................... 37
2.4 Расчет аппарата на устойчивость .................................................................................. 38
2.5 Расчет аппарата на прочность ....................................................................................... 48
ГЛАВА 3. Графическая часть ................................................................................................. 49
3.1 Принципиальная технологическая схема резервуарного парка ................................... 49
3.2 Общий вид резервуара РВС ........................................................................................... 49
3.3 Элемент аппарата: дыхательный клапан ....................................................................... 49
Выводы .................................................................................................................................... 50
Список литературы ................................................................................................................. 51
Приложения ............................................................................................................................. 53
Файлы: 1 файл
3
Реферат
В данной работе проведен расчет потенциальных потерь дизельного топлива, а
также проектный расчет стального вертикального резервуара для хранения дизельного
топлива. Осуществлен подбор конструкционного материала.
Курсовая работа состоит из введения, трех глав, выводов, списка использованной
литературы и приложений.
В первой главе представлены основы и особенности процесса хранения
нефтепродуктов, рассмотрены основные теоретические вопросы, а также аппаратурное
оформление процесса.
Во второй главе представлен основной технологический расчет, обоснован выбор
конструкционного материала для аппарата.
В третьей главе приводится графическая часть, состоящая из 3 чертежей: два
чертежа в формате А4 и один чертеж в формате А3.
Объем записки составляет – 60 страниц, приведены 14 таблицы, 14 рисунков, 3
приложения.
Количество использованных источников – 23.
4
Содержание
ВВЕДЕНИЕ...............................................................................................................................5
ГЛАВА1. Аналитический обзор...............................................................................................6
1.1. Физико-химические основы процесса хранения ДТ………………………………......6
1.2. Классификация и конструктивные особенности резервуаров для хранения нефти и
нефтепродуктов…………………………………………………………………………………14
1.3. Резервуарный парк ДТ: вопросы экологии и промышленной безопасности…….....24
ГЛАВА 2. Расчетная часть......................................................................................................27
2.1 Определение геометрических параметров резервуара .................................................27
2.2 Расчет потенциальных потерь дизельного топлива при хранении ..............................29
2.3 Выбор и обоснование конструкционного материала....................................................37
2.4 Расчет аппарата на устойчивость ..................................................................................38
2.5 Расчет аппарата на прочность .......................................................................................48
ГЛАВА 3. Графическая часть .................................................................................................49
3.1 Принципиальная технологическая схема резервуарного парка ...................................49
3.2 Общий вид резервуара РВС...........................................................................................49
3.3 Элемент аппарата: дыхательный клапан.......................................................................49
Выводы....................................................................................................................................50
Список литературы .................................................................................................................51
Приложения.............................................................................................................................53
5
ВВЕДЕНИЕ
Резервуары и резервуарные парки являются одним из основных технологических
сооружений товарных парков нефтяных промыслов, сырьевых и товарных парков
нефтегазоперерабатывающих заводов и нефтебаз. Они предназначены для обеспечения
нормальной работы промыслов, надежного функционирования и гибкой технологической
связи нефтяных и газовых комплексов.
Основной проблемой при длительном хранении нефтепродуктов в резервуарном
парке, является их потери при испарении в результате больших и малых «дыханий».
Повышение эффективности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в
частности резервуарных парков, возможно только при научно-обоснованном определении
и прогнозировании потерь нефтепродукта, влияющих на экологические и экономические
ущербы.
Целью работы является расчет потенциальных потерь дизельного топлива при
длительном хранении, расчет резервуара РВС -20000 м
3
в условиях эксплуатации города
Находка, его основных конструкционных параметров и выбор конструкционного
материала.
6
ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР
1.1. Физико-химические основы процесса хранения дизельного топлива
С точки зрения химической технологии, хранение нефтепродуктов относится к
массообменным процессам, которые характеризуются интенсивностью (скоростью про-
цесса) и временем протекания. Для количественной оценки данного процесса необходимо
рассчитать некоторую термодинамическую характеристику, которая бы наиболее полно
описывала фазовое равновесие для каждого компонента. Наиболее важной такой термоди-
намической характеристикой для каждого компонента выступает константа фазового
равновесия. Сравнивая константы фазового равновесия различных компонентов можно
количественно оценить составы жидкой и газовой фазы, а поэтому оценить возможные
потери нефтепродуктов в окружающую среду.
Процесс хранения нефтепродуктов в резервуаре характеризуется константой фазового
равновесия, показывающей соотношение между концентрациями вещества в обеих фазах.
Состояние жидкой фазы описывается законом Рауля: парциальное давление насыщенных
паров компонента
над раствором при постоянной температуре пропорционально
давлению насыщенных паров чистого компонента и мольной доле данного компонента в
растворе. Математически это можно выразить как:
где Р
п
– парциальное давление насыщенных паров компонента над раствором, МПа;
P – давление насыщенных паров чистого компонента, МПа;
x
i
– мольная доля компонента в растворе.
Состояние паровой фазы описывает закон Дальтона: парциальное давление
компонента газовой смеси пропорционально его мольной доле в этой смеси:
где П – общее давление в системе, МПа;
y
i
– мольная доля компонента в газовой фазе.
Объединяя законы Рауля и Дальтона для равновесной системы, получим:
7
Т.е., через константу фазового равновесия:
Таким образом, константа фазового равновесия
количественно характеризует
распределение компонента между газовой (паровой) и жидкой фазами, т.е.
.
Давление насыщенных паров может быть рассчитано с помощью формулы Ашворта:
где T - рабочая температура, для которой ищем соответствующее давление,
T
0
- температура кипения данного компонента при p
атм..
В случае нефти смесь идеальной не является, заменяем давление на фугитивность.
Фугитивность (летучесть) – давление реального газа, свойства которого выражены
уравнением состояния идеального газа. Она определяет степень отклонения свойств
реального газа от идеального при изотермическом процессе. При низких давлениях и
высоких температурах реальный газ приближается по свойствам к идеальному, а
фугитивность приближается к значению P. Таким образом, для реальной системы
объединенное уравнение Рауля-Дальтона примет вид:
Фугитивность и давление связаны коэффициентом фугитивности:
где γ – коэффициент фугитивности.
8
Коэффициент фугитивности определяется по номограмме или по эмпирическим
формулам для известных приведенных температуры и давления, которые, в свою очередь,
определяются по критическим параметрам, как:
Критическая температура – температура, выше которой вещество может
находиться только в газообразном состоянии. Критические температура и давление для
многих веществ являются табличными константами, кроме того, их можно рассчитать,
исходя из ряда эмпирических формул, зависящих от молекулярной массы [1]:
где
– средняя температура кипения нефтяной фракции,
где M – молекулярная масса, г/моль
где
- температуры 70% и 10% отгона по кривой разгонки.
Давление насыщенных паров вещества, соответствующее критической температуре
также называют критическим.
При хранении нефтепродуктов происходят различные физические и химические
процессы, влияющие на их показатели качества. В общем случае, процессы, протекающие
в топливах и смазочных материалах и ухудшающие их качества разделяют на физические
9
и химические. Физические: это испарение, расслоение, загрязнение механическими
примесями, поглощение влаги, смешение с другими нефтепродуктами и веществами,
выделение высокоплавких компонентов при охлаждении. Химические: окисление,
конденсация, полимеризация, разложение, коррозия. Рассмотрим некоторые из них. [2]
Обычно под испарением понимают парообразование, происходящее на свободной
поверхности жидкости при температуре ниже точки кипения при данном давлении. Если
давление насыщенного пара становится равным внешнему давлению или превышает его,
то испарение переходит в кипение. Учитывая данное определение можно с уверенностью
заметить, что склонность к испарению у таких многокомпонентных жидкостей как
нефтепродукты, возрастает с увеличением содержания в них легких углеводородов. По
склонности к испарению и по изменению качества вследствие процессов испарения
нефтепродукты располагаются в следующий убывающий ряд: бензин, реактивные
топлива, дизельные топлива, газотурбинные топлива, котельные топлива, масла для
реактивных двигателей, автомобильные масла, мазуты.
Высокая испаряемость топлива приводит к его существенным качественно-
количественным потерям. Чем выше испаряемость нефтепродуктов, тем больше потери от
испарения и тем заметнее ухудшается их эксплуатационная характеристика. Потери от
испарения происходят главным образом при хранении в резервуарах легкоиспаряющихся
нефтепродуктов, представляющих собой сложные смеси весьма большого числа индиви-
дуальных углеводородных компонентов. В процессе испарения вначале испаряются наи-
более легкие фракции, в результате чего жидкая фаза постепенно утяжеляется. В
нормальных условиях резервуар представляет собой герметизированный, закрытый сосуд
и процессы испарения в нем подчиняются законам испарения в закрытой емкости. Если в
закрытом сосуде над поверхностью жидкости имеется свободное пространство, то оно
постепенно насыщается парами этой жидкости. Физически происходит так называемый
процесс массового обмена между жидкой и паровой фазой, т.е. переход вещества из одной
фазы в другую. Скорость испарения - это количество жидкости, испаряющейся за единицу
времени. Она зависит от ряда факторов. Главным из них является упругость паров, фрак-
ционный состав и температурные изменения. Немаловажное значение имеет и площадь
испарения, толщина слоя жидкости, величина коэффициента диффузий паров в воздух и
другие факторы. [3].
При хранении легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах различают два основ-
ных вида потерь: потери от «малых дыханий»; потери от «больших дыханий». Кроме того,
имеются потери от «обратного выдоха», и от вентиляции газового пространства резервуа-
ров.
10
Потерями от «малых дыханий» называют потери при неподвижном хранении, воз-
никающие в результате суточных изменений температуры. В дневное время в результате
нагрева резервуара и верхнего слоя нефтепродукта увеличивается количество паров и дав-
ление в герметичном резервуаре. Когда давление в резервуаре превысит расчетное
давление дыхательных клапанов, происходит выпуск через них избытка паров в атмос-
феру. В ночное, более холодное, время происходит обратный процесс с понижением тем-
пературы наружного воздуха, а соответственно и самого резервуара. При этом происходит
частичная конденсация паров, в результате чего давление в газовом пространстве падает,
образуется вакуум; и при вакууме ниже расчетного входит наружный воздух. Потери от
«малых дыханий» еще называют потерями от термического расширения газовоздушной
смеси. Аналогичное явление происходит и при изменении барометрического давления
воздуха.
Потерями от «больших дыханий» называются такие потери, которые происходят
при наполнении резервуара, из которого вытесняется паровоздушная смесь. При поступ-
лении в резервуар нефти или нефтепродукта паровоздушная смесь сжимается до давления,
соответствующего давлению дыхательных клапанов, затем при повышении этого давле-
ния вытесняется наружу - происходит «выдох». Эти потери называют также потерями от
вытеснения паров наливаемой жидкостью [4].
Замерами в типовом наземном стальном резервуаре с бензином объемом 5000 м
3
в
летнее время в средней зоне были установлены, например, следующие потери: от «малого
дыхания» - 10 кг/сут, а от «большого дыхания» - 1 кг/м
3
[5].
Потери топлива существенно зависят от температурного режима и размеров
резервуара. Для всех видов топлив потери в умеренной и жаркой климатических зонах
больше, чем в холодной соответственно в 1,2 и 1,5 раза. В жаркой зоне потери
нефтепродуктов из заглубленных резервуаров меньше, чем из наземных горизонтальных,
в 25—30 раз, наземных вертикальных — в 10-15 раз и полузаглубленных — в 3-6 раз.
Наличие свободного газового пространства в емкостях также приводит с существенным
потерям [6].
Еще одним из химических процессов, ухудшающих качество нефтепродукта,
является окисление. Процессы окисления топлив и масел протекают в статических и
динамических условиях при их производстве, транспортировке, хранении и применении в
топливомасляных системах различных видов техники. Жидкофазное окисление углеводородов
при умеренных температурах (до 100—120°С), близких к условиям применения топлив и масел,
протекает по радикально-цепномумеханизмуи включает следующиеосновныестадии:
11
1. Активирование молекул, зарождение активных центров и цепей. В жидких
углеводородах, как и в маслах, всегда имеется растворенный кислород. Под воздействием
энергии (например, тепловой, механической) в жидком продукте образуются активные частицы
кислородаи углеводородов из-заразрываотносительно слабыхсвязей некоторыхмолекул.
2. Продолжение цепей. Гидроперекисный НОО', перекисный RО'
2
радикалы,
пероксид водорода НООН и гидропероксид RООН — это начальные или первичные
продукты окисления углеводородов, инициирующие дальнейшие превращения молекул
углеводородов. Наибольшую роль в процессе окисления играет перекисный радикал RО'
2.
3. Вырожденное разветвление цепей.
4. Обрыв цепей. Перекиси RООR и спирты RОН — это промежуточные продукты
окисления углеводородов, которые могут претерпевать дальнейшие превращения или
переходить в состав конечных продуктов окисления – смолы и осадки. Для замедления
процессов окислительного воздействия О2 на УВ ДТ применяют антиокислители разного
химического состава и структуры [6].
В последнее десятилетие резко ужесточились требования к качеству выпускаемого
дизельного топлива, что в первую очередь связано с необходимостью снижения вредных
выбросов в окружающую среду автомобильным транспортом. В этой связи особенно
жестко нормируется содержание серы в ДТ. Дополнительно обработанное дизельное
топливо, в частности гидроочищенное, имеет высокие экологические показатели. Однако
следствием снижения содержания серы и других гетероатомных органических соединений
в результате гидроочистки является ухудшение термоокислительных свойств и
трибологических (смазывающих) характеристик дизельных топлив. Топлива глубокой
гидроочистки в результате удаления из них природных антиокислителей значительно
менее устойчивы к окислению. Эти свойства резко ухудшаются при снижении содержания
серы ниже 0,1%. Понижение термоокислительной стабильности топлив приводит к
увеличению скорости поглощения кислорода данными топливами, увеличению
осмоляемости и осадкообразования и, как следствие, сокращению сроков их хранения [7].
В основе образования смолистых веществ и осадков лежит процесс, зависящий от
химического состава нефтепродукта, примесей воды и механических примесей, а также от
внешних условий, температуры, времени хранения, контакта с металлом и т.д. Наиболее
интенсивно протекают процессы образования смол в топливах, содержащих значительное
количество непредельных углеводородов. Более быстрое образование смол в наземных
резервуарах (по отношению к полуназемному хранению) объясняют действием солнечной
радиации и более интенсивным дыханием резервуаров. Смолообразование ускоряет при
увеличении поверхности соприкосновения топлива с воздухом и объема газовой фазы, т.е.
12
степень заполнения резервуара. Ускоренному окислению топлива способствует
каталитическое действие металла бака (медь, свинец, припой), недостаточная герметичность,
резкие колебания температуры. В результате процессов окисления в топливах образуются смолы
и осадки, ухудшающиеэксплуатационныесвойства.
Все нефтепродукты непосредственно после получения на заводах содержат очень
незначительное количество воды. Причины обводнения многообразны: поглощение влаги
из атмосферного воздуха, при хранении, сливо-наливочных операциях, нарушение
герметичности систем охлаждения, конденсация паров, смешение нефтепродуктов с
подтоварной водой и т.д.. Так, например, в дизельном топливе, при его хранении в
резервуарах под воздушной подушкой, сообщающейся с внешней средой, может
накапливаться влага. Молекулы воды из воздушной подушки сталкиваются с
поверхностью жидкого ДТ и с молекулами углеводородов и создают простейшие
комплексы типа H2O RH. Комплексы образуются вследствие того, что полярные
молекулы воды индуцируют в молекулах углеводородов наведённый диполь, который
взаимодействует с диполями молекул воды, и при этом создаются пары молекул,
ориентированные параллельно друг другу противоположно заряженными концами
диполей, или ориентируются друг относительно друга по типу голова — хвост, как
показано на рис. 1 [8].
Рис. 1. Схема ориентации молекул воды и углеводорода
Со временем истинный раствор воды в ДТ становится пересыщенным и
происходит ассоциация молекул воды с выделением их в форме микрочастиц, с
последующим образованием капель, оседающих на дно резервуара. При этом капельки
воды могут содержать растворённые в них соли и увлекать на дно резервуара смолистые
частицы и твёрдые углеводородные частицы (асфальтены, карбены, карбоиды). Соли и
ионные водные растворы солей могут играть роль катализаторов окисления
углеводородов дизельного топлива с образованием гидропероксидов углеводородов.
Многочисленными исследованиями установлено, что концентрация воды в углеводородах
зависит от парциального давления и давления насыщенных паров воды и прямо
13
пропорционально относительной влажности воздуха. Так, например, увеличение
относительной влажности воздуха с 20% до 80% приводит к увеличению содержания
воды в топливе в 3 раза. Растворимость воды в нефтепродуктах при прочих равных
условиях зависит от химического состава, причем максимальная растворимость
наблюдается в бензинах. Например, в авиационных бензинах при температуре –10 –
+30°С может быть растворено от 0,007 до 0,03% масса воды. В реактивных топливах
растворимость воды меньше, еще меньше растворяется вода в дизельных топливах
(примерно в 3 раза меньше, чем у бензинов и 1,5 раза, чем в реактивных топливах). В
маслах растворимость воды невелика и составляет около 0,001%, масс. Скорость
обводнения существенно зависит от толщины слоя нефтепродукта. При прочих равных
условиях скорость насыщения водой уменьшается с увеличением высоты взлива
нефтепродуктов. Это объясняется увеличением времени, необходимого для диффузии
воды в глубине слоя. Вода существенно ухудшает качество нефтепродуктов за счет того,
что ухудшаются низкотемпературные свойства, повышается вязкость, снижается
прокачиваемость
и
фильтруемость,
повышается температура
кристаллизации,
ухудшаются процессы горения, снижается теплота сгорания и КПД, усиливаются
процессы коррозии [9]. Разработаны следующие методы устранения влаги из воздуха,
который составляет воздушную подушку над жидким ДТ в подземном хранилище, и
позволяющие снизить содержание воды в ДТ: вытеснение воздуха из воздушной подушки
сухим азотом; технология осушки воздуха с помощью осушенных цеолитов типа NaA,
NaX, NaM; присадки для диспергирования воды в ДТ до молекулярного уровня.
В нефтепродуктах могут содержаться сернистые и азотистые соединения, которые
под воздействием кислорода, растворённого в них, окисляются до SO
2
и NO
2
. При
взаимодействии SO
2
и NO
2
с водой образуются разбавленные сернистая и азотная кис-
лоты. Эти кислоты вызывают химическую коррозию железных покрытий. Электрохими-
ческая коррозия металлов возникает в местах покрытия, в которых образуются микро-
дефекты - микротрещины, ячейки и т. д. При заполнении этих дефектов водой происходит
образование двойного электрического слоя, в котором протекают окислительно-
восстановительные процессы. Эти процессы приводят к разрушению металлического
покрытия резервуара с образованием в ДТ твёрдых частиц — оксидов и гидроксидов
металлов Fe(OH)
2
, Fe(OH)
3
, FeO, Fе
2
О
3
. Предотвращение коррозии металлических
покрытий резервуаров возможно с помощью антикоррозионных присадок [8].
14
1.2. Классификация и конструктивные особенности резервуаров
для хранения нефти и нефтепродуктов
Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной
формы и размеров, построенные из различных материалов. В них хранятся в больших
количествах ценные жидкости, сохранность которых зависит от типа резервуаров и их
технического состояния [10].
В зависимости от положения в пространстве и геометрической формы резервуары
делят на вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сферические,
каплевидные, траншейные. По расположению относительно планировочного уровня
строительной площадки различают: надземные (на опорах), когда днище резервуара
расположено на опорах выше уровня основания (грунта); наземные, когда днище резервуара
опирается непосредственно на основание (грунт); полузаглубленные, когда нижняя грань
(днище) или образующая расположены ниже планировочного уровня грунта; подземные
резервуары, когда верхняя грань или верхняя образующая резервуара расположена ниже
планировочного уровня площадки. Вертикальные цилиндрические резервуары выполняют со
стационарной крышей, с понтоном и плавающей крышей. Резервуары со стационарной
крышей в зависимости от конструкции покрытия могут быть с конической крышей с
центральной стойкой или без стойки: со сферической крышей в виде распорной
конструкции; торосферической кровлей и кривизной в двух направлениях [11].
Условия хранения нефти и нефтепродуктов существенно различаются друг от
друга. По номенклатуре резервуары подразделяются на следующие категории: резервуары
для хранения нефти, резервуары для хранения светлых нефтепродуктов, резервуары для
хранения тёмных нефтепродуктов. По материалу, из которого сооружаются резервуары, они
подразделяются на две основные группы: металлические (стальные, алюминиевые, стальные
с добавлением алюминия); неметаллические: (железобетонные (ЖБР), пластмассовые).
Резервуары сооружают различных объёмов от 5 до 120 000 м3. Область применения
резервуаров устанавливается в зависимости от физических свойств хранимых
нефтепродуктов и от условий их взаимодействия с материалом, из которого сооружают
хранилище. Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные
резервуары, а также железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием – листовой
стальной облицовкой или неметаллической изоляцией, стойкими к воздействию
нефтепродуктов. Для нефти и тёмных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном
железобетонные резервуары. Хранение смазочных масел, как правило, осуществляется в
стальных резервуарах [12]. Для хранения легкоиспаряющихся жидкостей с температурой
15
вспышки паров 28°С и ниже рекомендуются вертикальные резервуары с плавающими
крышами (объёмом до 120 000 м
3
) или с понтонами (объёмом до 50 000 м
3
). Применяют
также горизонтальные цилиндрические резервуары, конструкция и оборудование которых
сокращают или не допускают потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. Максимальный
объём подземного резервуара не ограничивается, однако площадь его не должна превышать
7 000 м
2
.
Вертикальные цилиндрические резервуары. Резервуары с коническим покрытием
(рис. 2) сооружают объёмом 100 – 5 000 м
3
причём в центре резервуаров (за исключением
резервуаров объёмом 100 и 200 м
3
) устанавливают центральную стойку, на которую
опираются щиты покрытия.
Рис.2. Вертикальный цилиндрический резервуар со сферическим покрытием
Резервуары со сферическим покрытием (рис.3.) сооружают объёмом 10 000, 15 000,
20 000 м
3
. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жёсткости, установленное на
корпусе резервуара [13].
Рис. 3. Вертикальный цилиндрический резервуар
с коническим щитовым покрытием:
1 – корпус; 2 – покрытие; 3 – опорная стойка; 4 – лестница; 5 – днище
16
Резервуары с плавающим понтоном. Предназначены для резервуаров со щитовым
покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся продуктов.
Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по
сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4 - 5 раз) потери
от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, которые обеспечивают его
плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 - 300
мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки [6]. Плавающие
понтоны по применяемым материалам различают двух типов: металлические и
синтетические пенопластовые или пленочные материалы. На основе новых
коррозионностойких материалов разработаны инновационные технологии снижения
потерь - контактные понтоны типа «сэндвич - панелей» (мембранные установки): к
каркасу полноконтактного понтона по периметру прикрепляется тонколистовой (0,5 мм)
верхний и нижний настил из нержавеющей стали [14].
На рис.4. показана схема металлического понтона в виде диска 3 с открытыми
коробами 1 и 4.
Рис.4 Резервуар с металлическим понтоном:
1,4 – короба; 2 – опоры; 3 – диск; 5 – герметизирующий затвор
В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарным покрытием,
которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это
позволяет применять облегченные конструкции понтонов из синтетических, пленочных
материалов. Стальной понтон имеет один важный недостаток – очень большую массу.
Например, стальной понтон резервуара объёмом 5 000 м
3
имеет массу 20 т. При такой
большой массе в случае зависания понтона над опускающимся уровнем жидкости при
сливе нефтепродукта возникает угроза его резкого обрушения на слой жидкости, что
приводит к мощному гидродинамическому удару и как следствие к разрушению
17
резервуара. В последнее время стальные понтоны стали заменять алюминиевыми, которые
имеют значительно меньшую массу около 2 т [10].
Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши
у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости (рис.5).
Рис. 5. Резервуар с плавающей крышей:
1 – перила; 2 – подвижная лестница; 3 – неподвижная лестница;
4-плавающая крыша; 5 – затвор; 6 – опорная стойка
Резервуары с плавающей крышей рекомендуются преимущественно для
строительства в районах с малой снеговой нагрузкой, так как скопление больших
количеств снега на крышах усложняет их эксплуатацию, связанную с необходимостью
удаления снега (при слое свыше 100 мм).
Каплевидные резервуары (рис.6) применяют для хранения легкоиспаряющихся
нефтепродуктов с высокой упругостью паров, когда нецелесообразно использовать для
этой цели обычные вертикальные резервуары, рассчитанные всего на давление 2 000 Па
(0,02 кгс/см
2
= 200 мм вод. ст.).
Рис.6. Каплевидные резервуары:
а – гладкий; б – многоторовый
18
Горизонтальные резервуары. Резервуары этого типа (рис.7.) имеют весьма широкое
применение при транспортировке и хранении нефтепродуктов на распределительных
нефтебазах и в расходных хранилищах. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление
до 0,07 МПа (0,7 кгс/см
2
) и вакуум 0,001 МПа (0,04 кгс/см
2
); изготовляют их объемом 5 -
100м
3
.
Рис.7. Горизонтальный резервуар с плоскими днищами:
1-стенка, 2-днище, 3-опорная диафрагма, 4-промежуточное кольцо жесткости,
5-опора, 6-лаз, 7-заземление
одземные хранилища. Подземные хранилища нефтепродуктов (рис.8) по
сравнению с другими хранилищами имеют ряд преимуществ, к которым можно отнести
следующие:
- снижение потерь нефтепродукта от уноса их паров в атмосферу или вследствие протечек
и снижение загрязнения окружающей среды нефтепродуктами;
- меньшие затраты по металлоёмкости и экономике их обустройства (приблизительно в 2
и более раза;
- наличие постоянного температурного режима в подземном резервуаре снижает скорость
старения нефтепродукта;
- снижение коррозии стенок резервуаров;
- очень медленное накопление жидкой воды на дне хранилищ.
Подземные хранилища имеют различные конструктивные особенности и формы.
Они могут быть сферической формы, шахтного типа - горизонтальные или вертикальные -
цилиндрической формы.
19
Рис. 8. Конструкция стального резервуара траншейного типа:
а – продольный разрез; б – поперечный разрез; в – развертка оболочки с поперечным
раскроем; IIII – полотнище (I – торцевое, II и III – поперечное); 1 – днище;
2 – песчано-битумное (гидрофобное) основание (100 мм) [15]
Мягкие резервуары. (рис.9) В последние годы строят резервуары небольшой
емкости из синтетических полимерных материалов – мягкие резервуары. Этот вид
резервуаров достаточно новый продукт, который применяется в различных отраслях
промышленности и производства как на малых, так и на крупных предприятиях, а так же у
частных лиц, армии, спецслужб при аварийно-спасательных операциях. Основные
потребители нефтегазовые компании, строительные, геологические, химические,
аграрные и другие предприятия. Мягкие резервуары изготавливаются в форме подушек.
Материал резервуаров - баллистический капрон с двусторонним каландрированным
покрытием из 100% полиуретана топлисного качества исключает опасную диффузию и
протечки продукта. В стандартный эластичный резервуар вмещается 250 кубометров
нефтепродуктов. По специальному заказу можно изготовить резервуары объемом до 500
м
3
. Мягкие резервуары в нефтяной промышленности применяют как:
- полевые склады горючего для приемки, хранения и выдачи топлива и ГСМ, а так же для
хранения сырой нефти в полевых условиях на время выполнения работ в районе
расположения, что дает экономию до 70% от суммы, необходимой для установки
20
стандартного стального хранилища на базе РВС или РГС, а также такие резервуары
устанавливаются на любых неподготовленных поверхностях;
- эластичные газгольдеры-рекуператоры для хранения светлых нефтепродуктов,
практически полностью предотвращают потерю бензинов от выбросов насыщенных паров
углеводородов в атмосферу;
- для сооружения временных нефтебаз;
- для перевозки нефтепродуктов автомобильным или железнодорожным транспортом.
Рис.9. Мягкие резервуары и эластичные газгольдеры
Мягкие (эластичные) резервуары имеют ряд преимуществ перед стальными и
железобетонными: не подвержены коррозии под воздействием агрессивных веществ,
способны выдерживать значительные давления в условиях крайнего севера при
температуре до - 63
о
С, обладают высокой герметичностью, экологической безопасностью,
легко эксплуатируются и быстро устанавливаются [16].
Любой резервуар представляет собой с точки зрения конструктивных особенностей
не только некоторую ёмкость определённого объёма и размера, но и сложную систему
взаимосвязанного оборудования, работа которого направлена на обеспечение нормальной
работы резервуара и его безопасность. На резервуарах устанавливаются следующие типы
оборудования:
- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение
потерь;
- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
- противопожарное оборудование;
- приборы контроля и сигнализации.
На рисунке 10 представлено оборудование резервуаров, предназначенных для
хранения светлых нефтепродуктов.
21
Рис. 10. Оборудование резервуара РВС:
1 – световой люк; 2 – вентиляционный патрубок; 3 – дыхательный клапан;
4 – огневой предохранитель; 5 – замерный люк; 6 – уровнемер; 7 – люк-лаз;
8– водоспускной кран; 9 – хлопушка; 10 – приёмо-раздаточный патрубок;11 – перепускное
устройство;12 – управление хлопушкой; 13 – крайнее положение приёмо-раздаточных
патрубков по отношению к оси лестницы; 14 – предохранительный клапан; 15 – лестница
Рассмотрим более подробно основные виды резервуарного оборудования.
Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные
клапаны. Ее назначение состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повыше-
нии температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары
рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы это-
го не произошло, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапа-
ны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достиг-
нет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10 % выше: они страхуют дыхательные
клапаны [17]. Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах с маловязкими
нефтепродуктами для поддержания в газовом пространстве расчетного давления и
вакуума. Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления паров
нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также
при колебании температуры. При повышении давления в резервуаре (во время закачки
нефтепродукта) клапан выпускает паровоздушную смесь, приподнимая тарелку давления
3, а при разрежении (в процессе откачки нефтепродукта) впускает в резервуар
атмосферный воздух через тарелку вакуума 7 [18].
22
Рис. 11. Дыхательный клапан КД-2
1 - корпус; 2,6 - седла для тарелок давления и вакуума; 3 - тарелка давления;
4 - груз; 5 - направляющий стержень; 7 - тарелка вакуума; 8 - ограничитель; 9 – крышка
Предохранительный гидравлический клапан применяют обычно с гидравлическим
затвором, и он служит для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в
случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана
окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха.
Диски-отражатели. Эффективным средством сокращения потерь нефтепродуктов
от больших дыханий являются диски-отражатели, устанавливаемые под дыхательными
клапанами резервуаров. Направление движения поступающего через дыхательный клапан
воздуха изменяется диском-отражателем с вертикального на почти горизонтальное,
поэтому в первую очередь из резервуара вытесняется паровоздушная смесь с меньшей
концентрацией нефтепродуктов. Сокращение потерь достигает 20 - 25%. Диск-отражатель
(рис. 12) состоит из круглого составного листа, изготовленного из листового металла
толщиной 1 - 2 мм. Части листа соединены между собой на шарнирах, что позволяет
складывать лист при вводе его в резервуар через монтажный патрубок дыхательного
клапана [10].
Рис. 12. Монтаж диска-отражателя
1 – дыхательный клапан; 2 – огневой предохранитель; 3 – монтажный патрубок;
4 – диск отражатель.
23
риемо-раздаточные устройства ( РУ) предназначены для предотвращения по-
терь нефти или нефтепродуктов из резервуара в случае разрыва технологических трубо-
проводов или выхода из строя размещенных на них запорных устройств, а также для
закачки (откачки) нефти (нефтепродуктов) в резервуар (из резервуара).
Рис. 13. Приёмо-раздаточное устройство ПРУ
атрубки приёмо-раздаточные (
Р) служат для приёма и откачки нефти из ре-
зервуаров и соединения технологических трубопроводов с резервуарами для хранения и
раздачи нефти и нефтепродуктов. Их количество зависит от производительности закачки-
выкачки, а диаметр - от производительности сливно-наливных операций. Во избежание
утечки нефтепродуктов при нарушении герметичности задвижки на каждом приёмо-
раздаточном патрубке внутри резервуара устанавливают хлопушку.
Хлопушка (рис. 14) предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в
случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки. Она состоит
из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с
корпусом рычажным механизмом.
Рис. 14. Хлопушка диаметром 500 мм с электроприводным механизмом управления
1 - приемо-раздаточный патрубок ПРП-500; 2 - хлопушка с перепуском ХП-500;
3 - электроприводной механизм управления хлопушкой; 4 - стальной канат длиной 3 м;
5 - стальной канат длиной 15 м; 6 – прокладка
24
Сифонный водоспускной кран устанавливают для выпуска подтоварной воды из
резервуара.
Люки включают: люк-лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра,
ремонта и очистки резервуара; люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и
освещения резервуара; люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резер-
вуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются уровнемером УДУ-5 и снижен-
ным пробоотборником.
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в
обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми
предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения (пеносливные камеры,
пеногенераторы).
Для сигнализации и контроля за работой резервуара применяются: местные и
дистанционные измерители уровня нефтепродуктов; сигнализации максимального
оперативного и аварийного уровня; пробоотборники и т.д. [17].
Хранение нефти, газа и нефтепродуктов является довольно сложной технической и
технологической задачей и без соответствующего правильно подобранного аппаратного
оформления решить её практически невозможно. В качестве основных аппаратов для
хранения нефти и нефтепродуктов используются различные виды и типы резервуаров,
описание которых было приведено выше.
1.3. Резервуарный парк дизельного топлива:
вопросы экологии и промышленной безопасности
Как известно, хранение нефтепродуктов в резервуарах наземного и подземного
типа является очень сложной экологической задачей и наиболее актуальной
экологической проблемой. Исходя из физико-химических основ технологического
процесса, можно выявить основные факторы воздействия на окружающую среду при
хранении нефтепродуктов:
1. загрязнение окружающей среды при испарении нефтепродукта:
- испарение при хранении;
- испарение при утечке нефтепродукта;
2. загрязнение окружающей среды при розливе нефтепродукта:
- розлив при перекачке;
-розлив
при
аварийной
разгерметизации
оборудования
(резервуары,
трубопроводы);
25
3. загрязнение окружающей среды подтоварной водой.
В настоящее время основным, наиболее значимым негативным фактором является
по-прежнему розливы нефтепродуктов при всевозможных аварийных и нештатных ситуа-
циях. Для предотвращения загрязнений окружающей среды в результате аварийной
разгерметизации резервуаров предусмотрена ограждающая стенка, т.е. земляное
обвалование по периметру резервуарного парка, которая рассчитана на разгерметизацию
одного полного резервуара. На втором месте по значимости стоит загрязнение
воздушного бассейна от неизбежных, безвозвратных потерь при испарении
нефтепродуктов. По исследованиям зарубежных учёных, даже самых малых (рассеянных)
концентраций нефтепродуктов алканового гомологического ряда достаточно, чтобы
привести к необратимым изменениям климата на планете. Действие этого фактора на
окружающую среду носит систематический характер, поскольку полностью
предотвратить потери от испарения невозможно. Для частичного предотвращения
загрязнений воздушного бассейна от выбросов углеводородов предусмотрен целый
комплекс мер, включающий в себя такое специальное оборудование резервуаров, как
плавающая крыша и понтон. Применение специального оборудования резервуаров
снижает потери легких углеводородов нефти и, соответственно, уменьшает риск
возникновения пожара [19].
Дизельное топливо содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья
и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации паров
ДТ и опасных веществ ДТ в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005.
Дизельное топливо представляет собой горючую жидкость. Взрывоопасная
концентрация его паров и смеси с воздухом составляет 2-3% (по объему). Температура
самовоспламенения топлива марки Л – 300°С, марки З - 310°С, марки А - 330°С.
Предельно допустимая концентрация паров топлива в воздухе рабочей зоны 300 мг/м
3
.
Дизельное топливо относится к малотоксичным веществам 4-го класса опасности, по
ГОСТ 305-82*. Топливо раздражает слизистую оболочку и кожу человека. Оборудование,
аппараты слива и налива, с целью исключения попадания паров топлива в воздушную
среду рабочего помещения, должны быть герметизированы. В помещениях для хранения и
эксплуатации дизельного топлива запрещается обращение с открытым огнем,
искусственное освещение должно быть во взрывобезопасном исполнении. При работе с
топливом не допускается использовать инструменты, дающие при ударе искру. При
загорании топлива применимы следующие средства пожаротушения: распыленная вода,
пена, при объемном тушении - углекислый газ, состав СЖБ, состав 3,5 и перегретый пар.
26
Емкости, в которых хранится и транспортируется топливо, а также трубопроводы должны
быть защищены от статического электричества.
При отборе проб дизельного топлива, выполнении товарно-транспортных и других
производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие
правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида
работы. При работах с дизельным топливом необходимо применять индивидуальные
средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном
порядке.
27
ГЛАВА 2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1. Определение геометрических параметров резервуара
Исходные данные:
Объем резервуара 20000 м
3
Тип резервуара РВС (Резервуар вертикальный стальной)
Хранимый нефтепродукт Дизельное топливо
Плотность нефтепродукта
=
853 [кг/м
3
]
Место проектирования город Находка
Оптимальная высота резервуара:
Существует
опт при которой расход металла будет минимальным. Для
резервуаров со стационарной крышей оптимальная высота может быть определена по
формуле Шухова: [20]
опт
м
где = 0,7 для нижнего пояса и 0,8 для остальных поясов
-
коэффициент условий работы
конструкции, при расчете стенки резервуара на прочность [13]
= 1,1 - коэффициент надежности по гидростатическому давлению жидкости,
9,81 [м/с
2
]
=
= 292,68 МПа - расчетное сопротивление сварного стыкового шва
(определяется далее в разделе 2.3)
= 1,8см = 0,018 м - сумма приведенных толщин крыши и днища резервуара в
зависимости от объема резервуара, определяется по таблице 1 [20]
Таблица 1
Сумма приведенных толщин
V, м
3
2000
4000
8000
12000
16000
20000
,см
0,9
1,2
1,4
1,6
1,7
1,8
28
При полистовой сборке,
м
H
м
опт
24
6
, полученная высота находится в
допустимых пределах.
Расчет радиуса резервуара
Радиус резервуара определяется из формулы для объема цилиндра:
опт
опт
м
В соответствии с рекомендациями [13] п.2.3 Сортамент листов для изготовления
стенки полистовым способом выбираем стальной лист с размерами в поставке 2000 х
10000 мм. Исходя из этого, рассчитаем
предварительный периметр
(длина рулона пояса):
м
Количество листов в каждом поясе при полистовой сборке:
л
где
- длина стального листа на основании [13] п.2.3 Сортамент листов.
Принимаем число листов в поясе равным
л
тогда уточненный периметр (длина
рулона пояса) :
л
м
Окончательный радиус резервуара:
м
Отсюда фактический (строительный) объем резервуара:
29
опт
Исходя из величины строительного объема резервуара, определим максимальный
объём и высоту взлива нефтепродукта в резервуаре:
где
= 0,88 – коэффициент использования емкости в зависимости от типа
[22 п.4.3.3 табл. 6]
V – строительный объем резервуара, м
3
.
Отсюда максимальная высота взлива:
м
Таблица 2
Рассчитанные параметры резервуара
№ п/п
Параметр резервуара
Значение
1.
Геометрический объем, V, м
3
20325
2.
Расчетный радиус, R, м
17,52
3.
Оптимальная высота, Н
опт,
м
20,02
4.
Количество листов в поясе, л ,шт.
11
5.
Максимальный объем взлива,
,
м
3
6.
Максимальная высота взлива,
, м
18,54
2.2.
Расчет потенциальных потерь дизельного топлива при хранении
Исходные данные:
Хранимый продукт дизельное топливо
Плотность продукта
= 853 [кг/м
3
]
Температура 20 (средняя температура местности за теплый период года)
Давление в резервуаре 0,103 МПа
Разгонка дизельного топлива (табл. 3), лабораторные данные
30
Таблица 3
Разгонка дизельного топлива
№ п/п
н.к. Фр.1 Фр.2 Фр.3 Фр.4 Фр.5 Фр.6 Фр.7 Фр.8 Фр.9 Фр.10
%, об
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
96
Т,
130 184
210
242
251
266
273
291
310
327
339
Расчет констант фазового равновесия
Расчеты образующихся паров нефтепродукта при хранении с достаточной для
практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:
'
'
i
i
x
K
y
i
,
(25)
где
'
i
y
- мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в
равновесии с жидким топливом;
'
i
х
- мольная доля этого же компонента в жидком остатке;
i
К
- константа фазового равновесия
i-го компонента при условиях хранения (Р = 0,103 МПа , t = 20°С).
Для расчета констант фазового равновесия необходимы критические параметры.
Для начала необходимо найти необходимые данные каждой фракции: молярная масса,
средняя температура кипения, критические давление и температура.
Критические температура и давление для многих веществ являются табличными
константами, кроме того, их можно рассчитать, исходя из ряда эмпирических формул,
зависящих от молекулярной массы [1]:
где
– средняя температура кипения каждой фракции,
31
где
- температуры 70% и 10% отгона по табл.3.
Молекулярная масса
фракции
рассчитывается с
учетом
величины
характеристического фактора [1]:
где – характеристический фактор,
– средняя температура кипения фракции,
– относительная плотность нефтепродукта при 15 , [г/см
3
]
где = 0,000699 - средняя температурная поправка на один градус [1]
Таблица 4
Расчет критических параметров
Компонент
,
,
, К
К
М
фр,
г/моль
Р
кр
, Мпа
Фр.1
157
324,85
597,85
9,67
170,23
2,48
Фр.2
197
366,85
639,85
9,96
225,88
2,00
Фр.3
226
397,30
670,30
10,16
272,67
1,73
Фр.4
246,5
418,83
691,83
10,30
309,18
1,58
Фр.5
258,5
431,43
704,43
10,37
331,90
1,50
Фр.6
269,5
442,98
715,98
10,45
353,63
1,43
Фр.7
282
456,10
729,10
10,52
379,38
1,35
Фр.8
300,5
475,53
748,53
10,64
419,59
1,26
Фр.9
318,5
494,43
767,43
10,75
461,16
1,17
Фр.10
333
509,65
782,65
10,84
496,45
1,11
Далее необходимо рассчитать давление насыщенных паров фракций. Давление
насыщенных паров может быть рассчитано с помощью формулы Ашворта [1]:
32
где T - температура, которой соответствует давление,
T
0
- температура кипения данного фракции при p
атм..
Таблица 5
Расчет давления насыщенных паров
Компонент
f(T)
f(T
0
)
Р
н.п.
, МПа
Фр.1
8,421
4,35
0,003464
Фр.2
8,421
3,70
0,003196
Фр.3
8,421
3,31
0,003165
Фр.4
8,421
3,07
0,003160
Фр.5
8,421
2,94
0,003159
Фр.6
8,421
2,83
0,003158
Фр.7
8,421
2,70
0,003158
Фр.8
8,421
2,54
0,003158
Фр.9
8,421
2,39
0,003158
Фр.10
8,421
2,27
0,003158
Далее необходимо произвести расчет приведенных параметров – приведенной
температуры и приведенного давления. Примечательно, что для жидкой фазы и для
газообразной фазы данные параметры различны.
Для расчета приведенных давления и температуры жидкости необходимо
использовать давление насыщенных паров и температуру кипения соответственно. Для
пара же нужно использовать давление системы и температуру системы.
33
Таблица 6
Расчет приведенных параметров
Компонент
Т
пр
пара
Т
пр
жидкости
Р
пр
жидкости
Р
пр
пара
Фр.1
0,49
0,72
0,0014
0,0416
Фр.2
0,46
0,73
0,0016
0,0516
Фр.3
0,44
0,74
0,0018
0,0594
Фр.4
0,42
0,75
0,0020
0,0653
Фр.5
0,42
0,75
0,0021
0,0688
Фр.6
0,41
0,76
0,0022
0,0722
Фр.7
0,40
0,76
0,0023
0,0760
Фр.8
0,39
0,77
0,0025
0,0819
Фр.9
0,38
0,77
0,0027
0,0878
Фр.10
0,37
0,77
0,0028
0,0927
Приведенные параметры необходимы для расчета коэффициента фугитивности.
Данный коэффициент необходим для расчёта фугитивности жидкости и
фугитивности пара.
Для расчета фугитивности жидкости необходимо использовать давление
насыщенных паров, а для фугитивности пара – давление в системе.
Рассчитанные фугитивности нужны для расчета константы фазового равновесия К
р
.
По данной константе можно судить о распределении компонента между жидкой и
газообразной фазой.
где n – количества вещества жидкости и пара, моль.
34
Таблица 7
Расчет коэффициентов фугитивности и константы фазового равновесия
Компонент
γ
ж
γ
п
f
ж
, МПа
f
п
, МПа
Фр.1
0,99855
0,8666
0,00346
0,08926
0,03875
Фр.2
0,99845
0,8036
0,00319
0,08277
0,03855
Фр.3
0,99831
0,7478
0,00316
0,07702
0,04103
Фр.4
0,99819
0,7034
0,00315
0,07246
0,04354
Фр.5
0,99812
0,6758
0,00315
0,06960
0,04530
Фр.6
0,99806
0,6493
0,00315
0,06688
0,04713
Фр.7
0,99799
0,6182
0,00315
0,06368
0,04950
Фр.8
0,99788
0,5704
0,00315
0,05876
0,05364
Фр.9
0,99777
0,5224
0,00315
0,05381
0,05856
Фр.10
0,99768
0,4830
0,00315
0,04975
0,06333
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы
используется уравнение:
/
'
'
1
1
N
K
K
z
у
i
i
i
i
,
(41)
где
'
i
z
- мольная доля i-го компонента в исходной фракции;
'
N
- мольная доля отгона.
Поскольку
1
1
'
n
i
i
y
, то по уравнению (39) получим:
1
1
1
1
/
'
n
i
i
i
i
N
K
K
z
(42)
Уравнение (42) используется для определения методом последовательного
приближения мольной доли отгона
'
N
, при заданных составе исходной смеси
'
i
z
,
давлении и температуре хранения.
35
Расчет мольной доли отгона паров дизельного топлива
Для определения мольной доли отгона нужно задаться составом исходной смеси .
Для этого, зная молекулярную массу каждой фракции, рассчитаем плотность каждой из
них по формуле Крега:
Зная плотность фракции, по кривой разгонки пересчитаем на V фракции, ее массу,
количество молей и мольную долю каждой фракции в исходном топливе.
Таблица 8
Расчет мольной доли каждой фракции ,
Компонент
, г/см
3
m, г
М, г/моль
n, моль
,
Фр.1
0,815
8,15
170,22
0,0479
0,1675
Фр.2
0,857
8,57
225,88
0,0379
0,1327
Фр.3
0,882
8,82
272,67
0,0323
0,1131
Фр.4
0,896
8,96
309,18
0,0290
0,1014
Фр.5
0,906
9,06
331,9
0,0273
0,0955
Фр.6
0,912
9,12
353,63
0,0258
0,0902
Фр.7
0,918
9,18
379,38
0,0242
0,0846
Фр.8
0,929
9,29
419,59
0,0221
0,0774
Фр.9
0,937
9,37
461,16
0,0203
0,0711
Фр.10
0,942
9,42
496,45
0,0190
0,0664
∑
-
-
-
-
'
i
z
= 1
Составляем уравнения мольных концентраций (41) для каждого компонента в
газовой фазе в расчете на 100 молей дизельного топлива.
36
Путем подбора определим такую величину
, при которой выполнится условии:
1
1
'
n
i
i
y
Мольная доля отгона составила
= 0,044. Расчеты показали, что из 100 моль
дизельного топлива в процессе хранения в равновесии над жидкостью находится 4,4 моль
газа.
Максимальный объем заполнения резервуара
, плотность
хранимого продукта
= 853 кг/м
3
, отсюда масса дизельного топлива в резервуаре:
кг
Молекулярная масса дизельного топлива в резервуаре рассчитаем по формулам
(30), (31):
кг кмоль
Отсюда количество молей в системе:
кмоль
37
Количество паров дизельного топлива в паровоздушной смеси над жидким
топливом:
кмоль
Тогда масса этих паров составит:
кг
где
- молекулярная масса паров в системе, [кг/кмоль] (расчет в приложении 2).
кг
кг
Расчет показал, что доля паров в резервуаре составит примерно 4 %
2.3. Выбор и обоснование конструкционного материала
Выбор конструкционного материала основывается на всестороннем, комплексном
учете эксплуатационных требований, заданного режима работы, минимальной
материалоемкости. При выборе материала основным критерием являются его химическая
стойкость и способность к работе в заданных условиях.
За расчетную температуру металла принимается наиболее низкое из двух следующих
значений [13]:
-минимальная температура складируемого продукта;
-температура наиболее холодных суток для данной местности (мини-мальная
среднесуточная температура), повышенная на 5ºС.
Согласно СНиП 23-01-99, температура наиболее холодных суток с для города
Находки равна -37 ºС, поэтому за расчетную температура металла принимаем температуру
-32ºС.
Согласно таблице выбора материалов для основных конструкций резервуаров [13,
стр. 14] выбираем класс прочности С345 и марку низколегированной стали 09Г2С ГОСТ
38
27772-88. Назначение
стали
–
различные
детали
и
элементы
сварных
металлоконструкций, работающих при температуре от -70°С до +425°С. Химический
состав стали приведен в таблице Х. [21]
Таблица 9
Химический состав стали 09Г2С
Химический элемент
%
Ванадий (V)
0,15-0,30
Кремний (Si)
0,17 – 0,37
Медь (Cu), не более
0,20
Молибден (Mo)
0,25 – 0,35
Марганец (Mn)
2,00
Никель (Ni), не более
0,30
Фосфор (Р), не более
0,025
Хром (Cr)
0,90 – 1,20
Сера (S), не более
0,025
2.4. Расчет резервуара на устойчивость
Проектировочный расчет производим по приложению Б [10].
Для того чтобы определить толщину стенки каждого пояса, необходимо
определить число поясов в резервуаре и расстояние от днища до расчетного уровня
резервуара:
где В = 2 – принятая высота листа, м
Расстояние от днища до расчетного уровня резервуара (таблица10):
где В = 2 – принятая высота листа, м,
-номер пояса
39
Таблица 10
Расстояние от днища до расчетного уровня
Номер
пояса,
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
,м
0,3
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Минимальная толщина листов стенки резервуара РВС для условий эксплуатации без
учета сейсмического воздействия рассчитывается по формуле:
где
= 1,05 - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления [10
прил.Б];
= 1,20 - коэффициент надежности по нагрузке от избыточного давления и
вакуума[10 прил.Б];
= 853 кг/м
3
плотность нефтепродукта;
- радиус стенки резервуара, м;
- максимальный уровень взлива нефтепродукта в резервуаре, м;
- расстояние от днища до расчетного уровня, м;
= 2,0 кПа – нормативная величина избыточного давления [10 табл.2.0];
- коэффициент условий работы,
= 0,7 для нижнего пояса,
= 0,8 для остальных
поясов [13 п. 3.5.31];
g- ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с
2
- расчетное сопротивление материала пояса стенки по пределу текучести, а;
40
Расчетное сопротивление материала стенки резервуаров по пределу текучести,
определяется по формуле:
где
= 345 МПа – нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла стенки,
равное минимальному значению предела текучести [ГОСТ 27772-89*,
табл.1 для стали С345 (09Г2С-12)];
= 1,025, =1,15 - коэффициенты надежности по материалу, Для резервуаров объемом
10 000 м и более, а также резервуары объемом 5000 м и более,
расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и
в черте городской застройки - класс I - особо опасные резервуары [10
прил.Б]
Вычисление предварительной толщины стенки для каждого пояса резервуара
Для вычисления используем формулу (52), в которой, начиная со второго пояса,
единственным изменяемым параметром при переходе от нижнего пояса к верхнему
является координата нижней точки каждого пояса .
Для первого пояса толщина стенки:
Для второго пояса толщина стенки:
Для остальных поясов резервуара полученные значения для толщины стенки
приведены в таблице 11:
Таблица 11
Толщина стенки поясов резервуара
Номер пояса
Толщина стенки, мм
Номер пояса
Толщина стенки, мм
1
13,98
6
5,79
2
11,05
7
4,48
3
9,74
8
3,16
41
4
8,42
9
1,85
5
7,11
10
0,53
Выбор номинального (окончательного) размера толщины стенки.
Значение минимальной толщины стенки для условий эксплуатации увеличивается
на величину минусового допуска на прокат и округляется до ближайшего значения из
сортаментного ряда листового проката. Полученное значение сравнивается с
минимальной конструктивной толщиной стенки
.
В качестве номинальной толщины
каждого пояса стенки выбирается значение
большей из двух величин, округленное до ближайшего значения из сортаментного ряда
листового проката:
где
= 2-3 мм - припуск на коррозию;
- значение минусового допуска на толщину листа, мм [13 п.2.3];
- минимальная конструктивная толщина стенки [ГОСТ 52910-2008, табл.3].
В таблице 12 приводятся все данные для выбора номинального размера толщины
стенки:
Таблица 12
Номинальная толщина стенки
Номер
пояса
, мм
, мм
, мм
1
13,98
2,0
0,45
15,78
8,0
16,0
2
11,05
12,97
13,0
3
9,74
11,70
12,0
4
8,42
10,43
11,0
5
7,11
9,16
10,0
6
5,79
7,89
8,0
7
4,48
6,62
8,0
8
3,16
5,34
8,0
9
1,85
4,07
8,0
10
0,53
2,80
8,0
42
Расчет стенки резервуара на устойчивость
Проверка устойчивости стенки резервуара производится по формуле:
где
- расчетные осевые напряжения в стенке резервуара, МПа
- расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа;
- критические осевые напряжения в стенке резервуара, МПа;
- критические кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа.
Осевые напряжения определяются по минимальной толщине стенки пояса,
кольцевые напряжения – по средней толщине стенки.
Расчетные осевые напряжения для резервуаров РВС определяются по формуле:
где
= 1,05 коэффициент
надежности по нагрузке от собственного веса для
металлоконструкций [23 табл.1];
= 1,4 - коэффициент надежности по снеговой нагрузке [23 табл.1];
= 0,95 коэффициент сочетания длительных и временных нагрузок[23];
- вес покрытия резервуара, Н;
- вес вышележащих поясов стенки, Н;
- полное расчетное значение снеговой нагрузки на горизонтальную проекцию
покрытия, Н;
- вес покрытия резервуара, Н;
-
расчетная толщина стенки i-го пояса резервуара, м.
Для начала расчета напряжений произведем сбор всех нагрузок на резервуар.
Вес покрытия резервуара рассчитывается по нормативному давлению крыши
:
43
где
= 0,52 - для резервуара объемом
[23]
Вес вышележащих поясов стенки резервуара определяется из условия, что высота
всех поясов одинакова и равна ширине листа
B
(2 метра).
где – номер последнего пояса, если начало отсчета снизу;
= 78,5 = 7850
- удельный вес стали [ГОСТ 52910-2008]
Вес стенки при расчете первого пояса:
Результаты расчетов веса стенки для всех поясов приведены в таблице 13
Таблица 13
Вес стенки резервуара
Номер пояса
Вес стенки
, кН
Номер пояса
Вес стенки
, кН
1
1762
6
691
2
1485
7
553
3
1261
8
414
4
1053
9
276
5
864
10
138
Нормативная снеговая нагрузка на горизонтальную проекцию резервуара
44
где
= 1 - коэффициент перехода от веса снегового покрытия горизонтальной
поверхности земли к снеговой нагрузке на трубопровод, для такого варианта крыши,
когда угол наклона поверхности крыши к горизонтальной плоскости
[23 прил.3];
1,2 нормативное значение веса снегового покрова на 1 м
2
горизонтальной
поверхности земли, которое выбирается по [23 табл. 4] для соответствующего снегового
района Российской Федерации (г. Находка находится во II снеговом районе).
Вес снегового покрова на всю крышу:
Нормативная нагрузка от вакуума стенку определяется как
где
= 0,25 кПа - нормативная величина вакуумметрического давления [10 табл.2.0].
После того как собраны все нагрузки на резервуар мы можем определить
расчетные
осевые
напряжения в первом и последующих поясах по (56):
Значения осевых напряжений в остальных поясах приведены в таблице 14.
Определение осевых критических напряжений
Осевые критические напряжения определяются по формуле
где
МПа– модуль упругости стали.
Для определения коэффициента
необходимо вычислить среднюю толщину
стенки:
45
Вычисляем отношение радиуса резервуара к средней толщине стенки:
Выбираем коэффициент методом линейной интерполяции
[10 прил Б.,
табл.Б2]
Вычисляем осевые критические напряжения для первого пояса по (61)
Остальные значения критического напряжения приведены в таблице 14.
Определение кольцевых напряжений
Расчетные кольцевые напряжения в стенке при расчете на устойчивость резервуара
определяются по формуле:
где
- нормативное значение ветровой нагрузки на резервуар, а;
= 1,4 - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, [23 пп.6.11];
ср
- средняя арифметическая толщина стенки резервуара, м.
Нормативное значение ветровой нагрузки определяется по формуле:
где
= 0,85 кПа - нормативное значение ветрового давления, для рассматриваемого
района,[23, табл.5, II ветровой район];
- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте,[23,
табл.6, тип местности А];
= аэродинамический коэффициент.
46
Аэродинамический коэффициент
выбирается по [23, схема 12б прил.4].
Вычисляем отношение
для того, чтобы определить аэродинамический
коэффициент :
Выбираем
= 0,907 по таблице с использованием метода линейной интерполяции.
Вычисляем ветровую нагрузку (давление) по (65):
Вычисляем кольцевые напряжения по (64):
Критические кольцевые напряжения определяются по формуле:
47
Таблица 14
Напряжения для расчета стенки резервуара на устойчивость
Номер
пояса
1
,
МПа
01
,
МПа
01
1
2
,
МПа
02
,
МПа
02
2
01
1
+
02
2
Устойчивость
пояса
1
2,4
13,01
0,18
0,28
1,42
0,20
0,38
Обеспечена
2
2,7
10,57
0,26
0,46
Обеспечена
3
2,8
9,75
0,28
0,48
Обеспечена
4
2,8
8,94
0,32
0,52
Обеспечена
5
2,9
8,13
0,36
0,56
Обеспечена
6
3,5
6,5
0,54
0,73
Обеспечена
7
3,3
6,5
0,51
0,71
Обеспечена
8
3,2
6,5
0,48
0,68
Обеспечена
9
3,0
6,5
0,46
0,66
Обеспечена
10
2,8
6,5
0,43
0,63
Обеспечена
где
- расчетные осевые напряжения в стенке резервуара, МПа;
- расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа;
- критические осевые напряжения в стенке резервуара, МПа;
- критические кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа.
При выполнении условия соотношения (56), условие устойчивости стенки в
условиях эксплуатации выполняется.
48
2.5. Расчет резервуара на прочность
Задаются расчетная температура (максимальная в условиях эксплуатации),
нормативное внутреннее избыточное давление; материал обечайки и днищ; внутренний
диаметр, высота, средняя толщина стенок обечайки.
Расчет аппарата на прочность произведен в программе Пассат 1.02 (Приложение).
Расчет показал, что для днища плоского, днища эпилептического (предполагаемая
крыша резервуара) и для обечаек условие прочности выполнено.
49
ГЛАВА 3. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Выполнены чертежи:
3.1 Принципиальная схема резервуарного парка;
3.2 Общий вид РВС-2000;
3.3 Элемент аппарата: дыхательный клапан.
50
ВЫВОДЫ
1. Для резервуара объемом 20000 м
3
при длительном хранении дизельного топлива
в условиях эксплуатации (город Находка, летний сезон) доля паров составляет 4 %.
2. Рассчитаны оптимальные размеры аппарата, при которых расход металла будет
минимальным: высота резервуара
= 20,02 м, радиус
м; геометрический
объем V = 20 352 м
3
;
3. Подобран материал для резервуара – сталь 09Г2С. Проведен конструкционный
расчет толщин всех стенок поясов резервуара и их устойчивость от снеговых и ветровых
нагрузок, а также распределение нагрузок по аппарату: устойчивость стенок в условиях
эксплуатации города Находки выполняется.
4. Проведены расчеты на прочность крыши и днища в программе «Пассат».
Условия прочности выполнены.
5. Выполнена графическая часть:
- принципиальная схема резервуарного парка;
- чертеж общего вида резервуара РВС - 20000;
- чертеж детали – дыхательный клапан.
51
Список литературы
1. Сарданашвили А.Г, Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти
и газа. – 2-е изд., пер. и доп. – М., Химия, 1980. – 256с.
2. Бунчук В. А. Тpанспоpт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. - М.: Недpа, 1977.
3. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Потери нефти и нефтепродуктов и газов. Меры их
сокращения. – М.: Недра, 1966. – 117с.
4. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и
газохранилищ. – М.: Недра, 1973. – 180 с.
5. Блинов И.Г., Герасимов В.В., Коршак А.А. Перспективные методы сокращения потерь
нефтепродуктов от испарения в резервуарах: Тематический обзор. – М.:
ЦНИИТЭнефтехим, 1990 – 49с.
6. Фукс И.Г., Спиркин В.Г., Шабалина Т.Н. Основы химмотологии. Химмотология в
нефтегазовом деле: Уч. пос.. — М.: ФГУП Изд—во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина, 2004. — 280 с.
7. Влияние гетероатомных органических соединений на термоокислительные свойства
высокогидроочищенного ДТ / Зинин В.Д. // Вестник Нижегородского ун-та им.
Лобачевского – М., 2012. - №5. – с. 24
8. Амер Марван Аммар Физико-химические свойства дизельных топлив в условиях
подземного хранения: научно-техническое издание – Москва, РГУ нефти и газа им.
И.М.Губкина, 2008. – 237 с.
9. Антипьев В.Н. и др. Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие/ В.Н.
Антипьев, Г.В. Бахмат, Г.Г. Васильев. — М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина, 2003. — 560 с.
10. Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения
нефтепродуктов объемом 1000-50000 м3: РД .01-60.30.00-ктн-026-1-04
11. Лапшин А.А., Колесов А.И., Агеева М.А. Конструирование и расчет вертикальных
цилиндрических резервуаров низкого давления: Учеб. Пособие. – Н.Новгород.:
ННГАСУ, 2009. – 122 с.
12. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. – М.: Недра, 1975
– 392 с.
13. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и
нефтепродуктов: ПБ 03-605-03: утв. Госгортехнадзором России 09.06.2003. – М, 2003.
– 121 с.
52
14. Волчков А.П. Модернизация: конструкции и технологии, Конструктивные
особенности понтонов вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти и
нефтепродуктов, Химагрегаты, №1, 2012.- 34-40 с.
15. Григорьев А.А. и др., Подземные хранилища в системе государственного
резервирования нефтепродуктов. – М.: ОПК, 2006, 384 с.
16. Мягкие резервуары для хранения и транспортировки нефтепродуктов // Нефть и газ
Сибири – М.: - 2014. - № 3. – 35 с.
17. Коновалов Н.И. Оборудование резервуаров [Текст]: учеб. пособие / Н.И. Коновалов,
Ф.М. Мустафин, Г.Е. Коробков. – Уфа, 2005. – 213 с.
18. Дыхательно-предохранительный клапан. Пат. 2137002 Россия, МПК F16 К 17/19/
Шимчук Ф.С. – 98105456/06; Заявл. 23.3.98; Опубл. 10.7.99, Бюл. №19. 00.05-45.
19. Шалай, В. В. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и АЗС: учеб. пособие /В. В.
Шалай, Ю. П. Макушев. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. – 296 с.
20. Нехаев Г. А. Проектирование и расчёт стальных цилиндрических резервуаров и
газгольдеров низкого давления/ Г. А. Нехаев. - М.: ABC,
2005. - 216 с.
21. Сорокин В.Г. Марочник сталей и сплавов. М.: Машиностроение, 1989.
22. ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению
нефтепродуктами
23. СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия»
53
Приложения
Расчет констант фазового равновесия
Приложение 1
Расчет молекулярной массы паров
Приложение 2
54
55
56
Расчет резервуара
Приложение 3
57
58
59
60
Результаты расчета аппарата на прочность в программе Пассат 1.02.
Приложение 4
Информация о работе Классификация и конструктивные особенности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов