Расчет товарного резервуарного парка ЦПС «Приобского». Определение количества и типа резервуаров. Разработка генерального плана товарного резервуарного парка. Технологический расчет трубопроводов товарного парка

4. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. РАСЧЕТ  ТОВАРНОГО РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

ЦПС «ПРИОБСКОГО»

4.1.1  Определение количества и типа резервуаров

Резервуары являются наиболее металлоемкими и дорогостоящими сооружениями товарного парка.  Выберем резервуары наземные, стальные.

Учитывая расширение Приобского ЦПС в 2004 году до 12 млн. тонн в год определим емкость его резервуарного парка.

V = n*Q,                                              (4.1)

где      Q – производительность ЦПС, м³

Q = 12*10⁶/(350*0,875) = 39184 м³/сутки;

            n – максимальное количество дней, в течении которых ЦПС может работать без сдачи нефти в магистральный нефтепровод,  n = 2.

V = 2*39184 =78368 м³.

Округлим в большую сторону и зададимся емкостью резервуарного парка в 80000 м3.

Можно использовать резервуары емкостью 10 000 м³ – 8 шт. и 20 000 м³ – 4 шт.

Исходя из металлоемкости, выбираем резервуары.

Металлоемкость резервуаров 10 000 м³ – 211,01 т;

                                                   20 000 м³ – 398,7 т.

                       211,01*8=1688,1

                       398,7*4=1594,8

Выбираем резервуары емкостью 20 000 м³ – 4 шт.

4.1.2  Разработка генерального плана товарного

резервуарного парка

Данный товарный парк в зависимости от емкости (80000 м³) относится ко II категории.

Резервуарный парк в соответствии со СНИП …85 размещаем на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории насосной станции.

Резервуары размещаем группами по 2 резервуара (РВС). Группа наземных резервуаров ограждается сплошным земляным валом (обвалованием) шириной поверху не менее 0,5 м. Объем, образованный между внутренними откосами обвалования, определим по расчетному объему разлившейся жидкости, равному емкости наибольшего резервуара в группе (в нашем случае V=20000м³).

Расстояние от стенок резервуаров до нижней кромки внутренних откосов обвалования принимаем 6 м. Для перехода через обвалование предусматриваем (на противоположных сторонах ограждения) лестницы-переходы в количестве 4–х штук.

Колодцы и камеры управления с задвижками располагаем с внешней стороны обвалования группы резервуаров. Коренные задвижки устанавливаем непосредственно у резервуаров (рис.2).

4.1.3  Технологический расчет трубопроводов товарного парка

Технологический расчет трубопроводов товарного резервуарного парка имеет своей целью определение диаметра, толщины стенки трубопровода, подбор насосного оборудования и расчет режимов эксплуатации. Расчет трубопроводов будем также вести с учетом расширения Приобского ЦПС до 12 млн. тонн в год.

Линия всасывания: резервуар – насосная станция.

Теоретически необходимый диаметр нефтепровода определяется по формуле:

                                                                (4.2)

где        Q – производительность, Q = 12 млн.т/год = 0,45 м³/с;

        - рекомендуемая скорость, = 1,2 м/с [3, стр. 65].

мм

Выбираем в большую сторону по сортаменту трубу с диаметром               Ду = 720 мм, толщину стенки 10 мм.

Фактическая скорость                                                                  (4.3)

м/с

Находим число Рейнольдса                                                         (4.4)

  

                                                                                                      (4.5)

                                                                                                          (4.6)

          

е – эквивалентная шероховатость труб, е = 0,15 мм

2320 < Re < Re_I , значит в трубопроводе наблюдается турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения (зона Блазиуса).

Таким образам m = 0,25 и

Найдем для зоны гладкого трения коэффициент гидравлического сопротивления

                        

Потери во всасывающей линии найдем по формуле Дарси-Вейсбаха

,

где l_пр – приведенная длина трубопровода, м

,

где  l_ф – фактическая длина трубопровода, м;

        l_э – длина, эквивалентная местным сопротивлениям, м.

Эквивалентная длина определяется по формуле:

На трубопроводе следующие местные сопротивления:

q  задвижка

q  выход из резервуара через хлопушку

q  конфузор

q  повороты L 90⁰

q  тройник

м

м

м

Разность геодезических отметок между резервуарным парком и насосной

,

где Z₁ и Z₂ – геодезические отметки насосной и резервуарного парка, м

Суммарные гидравлические потери на всасывающей линии найдем по формуле: ,

где Н_п – расстояние от оси патрубка до днища резервуара Н_п = 0,6 м

м

Линия нагнетания.

Рекомендуемая скорость, = 1,5 м/с [3, стр. 65].

мм

Выбираем в большую сторону по сортаменту трубу с диаметром               Ду = 720 мм, толщину стенки 10 мм.

Фактическая скорость м/с

        

Зона Блазиуса, тогда    

Местные сопротивления на линии нагнетания:

q  задвижка

q  диффузор

q  повороты L 90⁰

q  тройник

м

м

Потери напора на трение

м

Общие потери

где Н_взп – высота взлива нефти в резервуаре, Н_взп  » 4 м

м

Выбираем насосы ЦНС 300-420:

Подача –  0,08 м³/с = 300 м³/ч, напор – 420 м