Главная / Рефераты / Рефераты по экономике

Диплом: Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ

Notice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323

Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ
Дипломний проект
Министерство образования и науки Украины
Техникум газовой и нефтяной промышленности Одесской Государственной академии холода
Одесса 2004 г.

Введение

Нефтяная и газовая промышленность Украины находится на передовых позициях и занимает одно из ведущих мест в Европе по запасам полезных ископаемых.
Начальные потенциальные добывающие ресурсы углеводов Украины составляют 8481 млн.т. условного топлива (у.т.), из них нефти и газового конденсата – 1706 млн.т. (20 %); газа – 6712 млрд.м3 (80 %). При этом начальные потенциальные ресурсы углеводов на суше составляют 6886 млн.т. у.т. (82 %) и в морских акваториях – 1532 млн.т. у.т. (18 %).
На 1 января 2004 г. из недр Украины добыто нефти с конденсатом порядка 3,5 млн.т., газа порядка 17 млрд.м3. Целиком понятно, что в кризисных условиях, в которых находится наша держава, это очень сложная проблема. С целью ее решения разработано и в 1995 г. утверждена Правительством Национальная программа "Нефть и газ Украины до 2010 года", в которой было предусмотрено увеличение добычи нефти с конденсатом до 4,9 млн.т. в 2000 г., 17,5 млн.т. в 2010 г., а газа – соответственно 27,3 и 35,3 млрд.м3, техническое перевооружение системоразведки и т.д.
Состояние отрасли усложняется слишком низким уровнем расчетов за используемый газ. Состоянием на 1 декабря 1999 г. Задолженность потребителей за природный газ составила более 13 млрд. гривен, в том числе за газ поступивший к потребителям в 1999 г. – более 4,5 млрд. гривен. Уровень проплат за газ не превышает 43 %. Это не дает возможности не только вводить в эксплуатацию новые месторождения и скважины, а и поддерживать в надлежащем состоянии существующие мощности.
С целью внедрения финансирования в добычу нефти и газа и передовых технологий по разработке месторождений с труднодобываемыми запасами был принят Указ Президента от 17.09.96 № 433.96 "Про розробки нафтових родовищ з важковидобувними запасами". На сегодняшний день Постановлением кабинета Министров определено 8 месторождений где инвесторам предоставляются налоговые льготы. Работа в направлении расширения перечня таких месторождений продолжается.
С целью стабилизации и наращивания объемов добычи нефти и газа Кабинет Министров Украины принял постановление от 19.09.98 г. № 1321 "Про додаткові заходи стабілізації та нарощування обсягів видобування нафти і газу в Україні".
По оценкам НАК "Нафтогаз України" минимальная потребность Украины составляет 50 -55 млрд.м3 газа и 28 – 30 млн.т. нефти в год.
Однако потребление нефти и газа по фактическим данным существенно выше. Начиная с 1994 года, в Украине удалось установить спад добычи нефти и газа и стабилизировать ее к уровню 4,0 – 4,2 млн.т. нефти с конденсатом и 18,2 – 18,4 млрд.м3 газа. Эта добыча удовлетворяет потребности Украины в нефти на 12 – 15 % и газа на 22 – 23 %.
А остальное недостающее количество нефти и газа необходимо выполнить за счет импорта из-за границы. При этом необходимо вести расчет либо валютой, либо продукцией производимой в Украине. Покупать газ у России (например, 2003 г.) по цене 50 долларов за 1 тысячу кубометров.
Россия согласилась деструктировать украинский долг за газ. Правительство Российской Федерации рассматривает возможность погашения части задолженности Украины перед Россией за энергоносители путем передачи российской стороне трех танкеров, которые строятся на Херсонском судостроительном заводе, с таким предложением к российскому правительству обратилась нефтяная компания "Лукойл", которая заинтересована в расширении собственного танкерного флота.
В наше время доступность и массовые расширения персональных компьютеров и новейших систем связи дает возможность на качественном уровне подойти к решению организации производственных процессов, в том числе в нефтегазовом комплексе Украины.
Первые шаги к этому уже сделаны. Набирает обороты проект геоинформационной системы (ГИС) магистральных газопроводов Украины, где собраны и систематизированы данные о первых тысячах километров трубопроводов.
Специалисты, которые занимаются эксплуатацией и контролем нефтегазовых инженерных объектов, в своей повседневной работе так или иначе работают с материалами, которые имеют геоинформационный оттенок, даже не задумываясь над этим. Успешное функционирование ГИС связано с решением тех или иных производственных заданий. Принципиально структуру решения производственного задания можно представить так:
Постановка задания;
Нахождение необходимых и доступных технических материалов и информационных данных;
Принятие решения;
Непосредственное выполнение задания.
Например, в момент повреждения инженерных коммуникаций отыскиваются резервные линии, указывается режим работы и необходимое состояние запорной арматуры (краны, клапаны) или отслеживаются объекты, которые требуют срочного технического обследования. Возможность ГИС интегрировать с системой телемеханики дает возможность оператору (диспетчеру) направления руководить сложным инженерным комплексом непосредственно с рабочего места, где он может быть представлен целиком, и отдельными элементами в удобном виде.
В результате распада СССР новые формы приняли традиционные межотраслевые и торговые связи. Однако, эти изменения привели к появлению не только существующих трудностей, но и новых возможностей. По имеющимся прогнозам экспорт нефти из среднеазиатских государств увеличится по сравнению с настоящим временем, когда он составляет несколько миллионов тонн, до более чем 50 млн.т. к 2010 году. Магистральные нефтепроводы играют ключевую роль в энергетике, содействуя в регионе развитию взаимовыгодной торговли.
Морской терминал у порта "Южный" (в 35 км на восток от Одессы) и соединительный нефтепровод, подключающий его к действующим в Украине нефтепроводным системам, как многоцелевой объект, который будет использоваться для внутренних потребностей Украины в нефтяном сырье, а также предполагаемого спроса на нефть и транспортные услуги сопредельных нефтедобывающих государств.
Строительство объектов предусмотрено вести поэтапно соответственно поступающим объемам каспийской нефти в Черное море и ее востребованности по маршруту украинского варианта (соединительного нефтепровода "Южный" – НЛС "Броды" ("Дружба")), протяженностью 670 км, подключенного на 51 км к существующему нефтепроводу Кременчуг – Одесса. По заявлению Премьер-министра Украины В.Януковича нефтепровод заработает на полную мощность уже в мае нынешнего года.

1. Общая часть.

Объекты ЛУКОЙЛ – ОНПЗ
Лукойл – Одесский нефтеперерабатывающий завод находится на Шкодовой горе.
Представляет собой современное нефтеперерабатывающее предприятие.
Состоит из ряда установок, цехов, к которым относятся:
ЭЛОУ – АТ по выработке керосино-газойлевых фракций, мазутов, бензин прямой перегонки.
ЭЛОУ – АВТ по выработке бензинов прямой перегонки, мазутов, вакуумный газойль гудрона.
Битумной установки по выработке нефтебитумов (строительный, дорожный, кровельный).
Каталитический реформинт бензинов.
Комплекс доочистки диз.топлива и авиакеросина.
Установка получения серы.
Установка получения сжиженных углеводородных газов.
Эстакада налива бензинов и диз.топлива.
Товарно-сырьевой цех для хранения готовой продукции в резервуарах.
В структуру завода входят административно-хозяйственные здания, в т.ч. бухгалтерия, склады, столовая, клуб, поликлиника и т.п.

1.2. Резервуары для хранения нефтепродуктов

Нефтяные резервуары — это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические (стальные) и неметаллические.

Резервуары с конусной кровлей

Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 1). В обоих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно на резервуаре.
Таблица 1
Габаритные размеры и расход стали на резервуары, сооружаемые различными способами

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000

Резервуары полистовой сборки

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4740	6630	7590	8540	10440	12370	15250	19060	22800
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11 780	11 840	11860
Масса, т	4,86	7,52	10,38	11,94	17,43	22,79	38,90	58,24	86,98
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,7	36,8	31,2	28,29	23,05	21,52	18,18	17,7	18,0

Резервуары с рулонным изготовлением корпуса

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4730	6620	7650	8510	10410	12330	15180	18980	22790
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11780	11840	11860
Масса, т	4,88	7,55	10,42	11,97	17,45	22,74	38,79	57,67	86,77
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,90	37,0	31,3	28,3	23,14	21,51	18,13	17,2	17,9

Резервуары полистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.
Резервуары вместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.
Резервуары с конусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
Скоростной напор ветра, кгс/м2 30—35
Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружной температурой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той же стали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Для несущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ 380—71).

Резервуары со щитовыми покрытиями

Покрытия резервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.
Конструкции кровли и перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод.ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100—150
Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
Скоростной напор ветра (в кгс/м2) для резервуаров вместимостью, м3:
100—700 До 100
1000 55—100
2000—5000 30; 55; 100
10 000—20 000 35; 55
Применение резервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборность конструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качество резервуаров.

Резервуары со сферическим покрытием

Резервуары со сферическим покрытием имеют вместимость от 10 до 50 тыс. м3 (табл. 3). Они предназначены для хранения жидкости с плотностью до 0,9 т/м3 и могут сооружаться в районах с сейсмичностью до 7 баллов и расчетной температурой не ниже —40° С.
Таблица 2
Габаритные размеры и расход стали на резервуары с рулонным изготовлением корпуса и щитовой кровлей

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000	10000	15000	20000
Геометрический объем, м3	104	204	332	400	720	1003	2031	3198	4575	17000	--	--
Диаметр, мм	4730	6630	7580	8530	10430	12330	15180	18980	22790	28500	39800	45500
Высота, мм	5920	5920	7300	7370	8840	8840	11800	11820	11840	11940	11950	11950
Масса, т	4,9	7,34	10.5	12,39	18,77	24,34	41,73	61,73	88,79	194,23	237,0	326,16
Расход стали на 1 мЗ вместимости,кг	47,11	35,98	31,6	31,0	26,11	24,27	20,54	19,52	19,34	17,7	15,8	16,3

Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется из отдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.
Щиты опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, под которым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
Скоростной напор ветра, кгс/м2 55
Наружные слои нижних поясов корпуса и окрайки днища изготовляются из низколегированной стали, остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.
Весьма ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.
Сооружение резервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых просадочных грунтах. Резервуары на макропористых грунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания по обеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабыми грунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщине слабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.
Резервуары вместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных и подзолистых почвах.
Для грунтовой подсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористых грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.
Из глинистых грунтов подсыпка может сооружаться только в том случае, если их влажность в момент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%. Укладка грунта при устройстве грунтовой подсыпки и песчаной подушки должна осуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением.
Таблица 3
Габаритные размеры и расход стали на резервуары со сферической кровлей

Показатели	Вместимость резервуара, м3
10	15	20	30	50
Геометрический объем, м3	10950	14900	19460	29240	47880
Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм	34200	39900	45600	47400	60700
Высота корпуса, мм	11920	11 920	11920	17900	17900
Масса стальных конструкций, т	203,17	278,83	408,76	597,7	959,7

Поверхность песчаной подушки отсыпается с уклоном от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметр подушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосы подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5 с последующим мощением.
Поверх насыпной подушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища от коррозии под действием грунтовых вод и конденсата. При сооружении резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их от увлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Для приготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностью до 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм — 60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — 40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25% от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущим веществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).
Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.
Толщина гидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта). Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а при сооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушки с выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.
Отвод поверхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройством отводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.
При строительстве резервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтах планировка площадки под одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования должен производиться в промышленную канализацию.
Для резервуаров вместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаров с последующей перемосткой.
Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.
При хранении в резервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца) должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.
После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторное нивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.
Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.
Строительное подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую документацию:
технические акты на элементы, изготовленные на заводе;
сертификаты (или их копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже;
акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом);
журнал производства работ и журнал сварочных работ.
Сущность окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.
В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду.

2. Специальная часть.

2.1. Расчетно-конструкторская часть.

2.1.1. Расчет объема резервуарного парка

(производим по видам нефтепродуктов)
1. Для бензина:
Пользуемся формулой (рекомендуемой) из ВБН В.2.2-58.1-94
Qср∙К∙Кр
Vр = ————— м3
r ∙ Кv
где: Vр – расчетный объем хранения, м3;
Qср – средняя месячная реализация нефтепродуктов, т;
К – коэффициент неравномерности поступления и реализации
нефтепродуктов, рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН
В.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 1,1;
r – плотность бензина, т/м3 (прин. = 0,75 т/м3);
Кр – коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в
ремонте, принимается = 1,05;
Кv – коэффициент использования объема резервуара, принимается
по табл. 4 (ВБН В.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 0,83.
Подставляя значения, получим:
450000 ∙ 1,1 ∙ 1,05 519750
Vр = ———————— = ————— = 69578 м3
12 ∙ 0,75 ∙ 0,83 7,47
2. Для дизтоплива:
Пользуемся той же формулой (рекомендуемой) из ВБН В.2.2-58.1-94:
Qср∙К∙Кр
Vр = ————— м3
r ∙ Кv
где: Vр – расчетный объем хранения, м3;
Qср – средняя месячная реализация нефтепродуктов, т;
К – коэффициент неравномерности поступления и реализации
дизтоплива, рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН
В.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 1,1;
r – плотность дизтоплива, т/м3 (прин. = 0,865 т/м3);
Кр – коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в
ремонте, принимается = 1,05;
Кv – коэффициент использования объема резервуара, принимается
по табл. 4 (ВБН В.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 0,83.
Подставляя значения, получим:
460000 ∙ 1,1 ∙ 1,05 531300
Vр = ———————— = ————— = 61779 м3
12 ∙ 0,865 ∙ 0,83 8,6
2.1.2. Выбор типа и определение количества резервуаров.
Для бензина:
Объем, тип и число резервуаров в составе общего парка СНН 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 СНН;
- минимального расхода металла;
- минимальных потерь нефтепродуктов от испарений;
- возможно большей однотипности резервуаров;
- тушения возможных пожаров.
Выбор резервуаров производим по трем вариантам:
Принимаем типовые вертикальные цилиндрические стальные резервуары с щитовым покрытием (СК) (табл.19, А.С.Арзунян и др. "Сооружение нефтехранилищ, М., Недра, 1986):
РВС – 3000 м3 РВС – 5000 м3 РВС – 10000 м3
Их полезный объем: (3198 м3) (4975 м3) (11000 м3)
Для каждого варианта определим расход метала (по той же табл.19 А.С.Арзунян и др.):
Для РВС – 3000: 22 ∙ 66,38 = 1460,4 т
Для РВС – 5000: 14 ∙ 96,60 = 1352,4 т
Для РВС – 10000: 6 ∙ 199,1 = 1194,6 т
Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3 (по "min" затратам металла).
Для дизтоплива:
Выбор топлива и определение количества резервуаров производим аналогично, как и для бензина (здесь только будет другое значение потребного объема резервуарного парка для дизтоплива – 61779 м3)
Тогда:
Потребное число резервуаров:
61779 м3
РВС – 3000: —————— = 19,31 (20 резервуаров)
3198 м3
61779 м3
РВС – 5000: —————— = 12,42 (13 резервуаров)
4975 м3
61779 м3
РВС – 10000: —————— = 5,62 (6 резервуаров)
11000 м3
Расход металла для каждого варианта:
Для РВС – 3000: 20 ∙ 66,38 = 1327,6 т.
Для РВС – 5000: 13 ∙ 96,60 = 1255,8 т.
Для РВС – 10000: 6 ∙ 199,1 = 1194,6 т.
Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3
(по минимальным затратам металла).
Расчет обвалования резервуарного парка.
Согласно ВБН В.2.2 – 58.1 – 94 принимаем следующие показатели и правила для резервуаров при размещении их в парке:
1. полученные в результате расчета резервуары для хранения бензина V = 10000 м3 (полезный объем 11000 м3) в количестве 6 штук размещаем в одной группе в два ряда; расстояние между стенами резервуаров принимаем равными 0,7 D, т.е. 0,7 ∙ 28,5 = 19,95 м ≈ 20 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3 равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);
2. для дизельного топлива в результате расчетов также получили резервуары V = 10000 м3 в количестве 6 штук, их размещаем в другой группе, тоже в два ряда, а расстояния между стенками резервуаров принимаем равными 0,5 D, т.е. 0,5 ∙ 28,5 = 14,25 м ≈ 15 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3 равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);
3. расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, принимаем равным 40 м (табл.25 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94, с учетом проездов для пожарных машин шириной 5,5 м);
4. каждую группу резервуаров ограждаем сплошным земляным валом высотой 1,5 м (0,2 м выше расчетного уровня разлившееся жидкости);
5. ширину земляного вала по верху принимаем равной 0,5 м;
6. объем, образуемый между откосами обвалования, принимаем равным емкости одного резервуара, т.е. 11000 м3;
7. в пределах одной группы каждые два резервуара разделяем внутренним земляным валом высотой 1,3 м;
8. при устройстве обвалования в целях предотвращения фильтрации разлившейся жидкости проектируем тщательную утрамбовку грунта и одерновку откосов;
9. для перехода через обвалование проектируем устройство несгораемых лестниц-переходов по четыре лестницы для каждой группы (на внешнем обваловании) и по одной лестнице-переходу на каждом внутреннем земляном валу (стенке);
10. коренные задвижки устанавливаем непосредственно у резервуаров.
Высоту обвалования резервуарного парка (группа резервуаров для бензина), расположенного на горизонтальной площадке, определяем по формуле:
Vp
h = ——— + 0,2
Sсв
где h – высота обвалования, м;
Vp – емкость наибольшего резервуара, м3;
Sсв – свободная поверхность обвалования, м2, которая
определяется:

Группа для ДТ

Группа для бензина

28,5

14,3

28,5

14,3

28,5

Диплом: Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ

28,5

b = 83,3 m mmmvm

l = 126 m

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

Sсв = Sобщ - ∑Sp
где Sобщ – общая площадь обвалования, м2;
∑Sp – сумма площадей всех резервуаров в обваловании (за
минусом одного), м2;
nπD2
тогда ∑Sp = ——— , м2
4
Подставляя значения, получим:
5 ∙ 3,14 ∙ 28,52
∑Sp = ——————— = 3188,1 м2
4
Рис.1. План резервуарного парка с РВС – 10000 м3
Общая площадь обвалования группы резервуаров для бензина (см.план, рис.1) будет равна:
Sобщ = l ∙ b = 137,5 ∙ 89 = 12237,5 м2
тогда: Sсв = Sобщ - ∑Sp = 12237,5 – 3188,1 = 9049,4 м2,
11000
и: h = ———— + 0,2 = 1,4 м;
79049,4
согласно ВБН В.2.2 – 58.1 – 94, принимаем h = 1,5 м.
Итак: размеры обвалования: l ∙ b ∙ h = 137,5 ∙ 89 ∙ 1,5 = 18356,3 м3
Для группы резервуаров для ДТ расчет аналогичен.
Расчет потерь бензина от малых "дыханий" резервуара.
Исходные данные:
Резервуар РВС – 10000 м3;
степень заполнения резервуара – 0,5;
температура начала кипения: tн.к. = 46оС;
среднее атмосферное давление: Ра = 105Па;
давление насыщенных паров по Рейду: Рру = 0,6 ∙ 105Па;
минимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmin = 12oC;
максимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmax = 40oC;
минимальная температура верхних слоев бензина: tв.с.п.min = 14oC;
максимальная температура верхних слоев бензина: tв.с.п.max = 22oC;
Расчет ведем по формуле 8.1 (В.А.Бунчук "ТХНГ", с.178), принимая Р1 ≈ Р2 ≈ Ра:
1 – С1 1 – С2 С Мб
Gм.д. = V ∙ Pa ∙ (——— - ———) ∙ —— ∙ ——
T1 T2 1 – C
Находим упругость паров Ру соответственно температуре верхних слоев бензина ( при tв.с.п.min и tв.с.п.max) по графику на рис.8.1 (В.А.Бунчук "ТХНГ", с.177):
Ру1 = 0,027 МПа = 0,27 ∙ 105 Па и Ру2 = 0,04 МПа = 0,4 ∙ 105 Па,
тогда:
Ру1 0,027
С1 = —— = ——— = 0,27
Ра 0,1
Ру2 0,04
С2 = —— = ——— = 0,4
Ра 0,1
определяем среднюю объемную конденсацию паров бензина:
С1 + С2 0,27 + 0,4
С = ———— = ———— = 0,335
2 2
3. молекулярный вес бензиновых паров:
Мб = 60 + 0,3tн.к. + 0,001t2н.к. = 60 + 0,3 ∙ 46 + 0,001 ∙ 462 = 75,9 кг/моль
4. объем газового пространства:
V = 10000 ∙ 0,5 = 5000 м3
5. абсолютные температуры газового пространства:
Т1 = 273 + 12 = 285 К
Т2 = 273 + 40 = 313 К
6. подставляя значения в формулу (8.1), определим потери
бензина за одно малое "дыхание":
1 – 0,27 1 – 0,4 0,335 75,9
Gм.д. = 5000 ∙ 105 ∙ (——— - ———) ∙ ———— ∙ —— = 1400 кг
285 313 1 – 0,335 8314
Расчет потерь бензина от больших "дыханий" резервуара
Потери бензина от одного большого "дыхания" определяем по условиям исходных данных для расчета потерь от "малых" дыханий.
Расчет ведем по формуле:
Ра Мб
Gб.д. = Vб ∙ С ∙ —— ∙ ——
Т определяем объем закачиваемого бензина при коэффициенте использования емкости Кv = 0,83:
Vб = 10000 ∙ 0,83 = 8300 м3
средняя объемная концентрация бензиновых паров в газовом
пространстве резервуара:
Ру 0,0335
С = —— = ———— = 0,335
Ра 0,1
где Ру = 0,0335 МПа = 0,335 ∙ 105 Па, соответствует средней
температуре поверхности бензина tсрв.с.п = 18оС, а средняя
абсолютная температура газового пространства
12 + 40
Т = 273 + ———— = 299 К
2
3. подставляя значения получим:
потери бензина за одно большое "дыхание":
105 75,9
Gб.д. = 8300 ∙ 0,335 ∙ ——— ∙ ——— = 8500 кг.
299 8314

2.2. Технологическая часть

Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут проектироваться в соответствии с требованиями СНиП 2.09.03-85, если требования к ним не определены настоящими нормами.
Оптимальные размеры вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров и их максимальный объем рекомендуется принимать в соответствии с табл.4
Таблица 4
Справочная

Объем резервуаров номинальный, м3	Оптимальные размеры (диаметр Д и высота Н, в м) вертикальных резервуаров следующих типов
Со стационарной крышей (с понтоном и без)	С плавающей крышей (ПК)
Д	Н	Д	Н
100	4,7	6	—	—
200	6,6	6	—

ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!

Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:

Простая ссылка на эту работу:

Ссылка для размещения на форуме:

HTML-гиперссылка:

Добавлено: 2011.08.09
Просмотров: 1648

Notice: Undefined offset: 1 in /home/area7ru/area7.ru/docs/linkmanager/links.php on line 21

При использовании материалов сайта, активная ссылка на AREA7.RU обязательная!