- •Оглавление
- •Введение
- •1. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
- •2. Типы резервуаров
- •2.1. Вертикальные резервуары
- •2.2. Горизонтальные стальные резервуары
- •3. Основные сведения, необходимые для проектирования резервуаров нефтепродуктов
- •4. Расчет температурного режима нефтепродукта при хранении
- •4.1. Вероятная температура нефтепродукта в резервуарах (емкостях) при хранении
- •4.2. Определение температуры подогрева нефтепродуктов
- •4.3. Пример расчета
- •5. Объемы хранилищ нефтепродуктов
- •5.1. Определение объемов резервуарных парков при магистральных нефтепроводах
- •5.2. Определение объемов резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов
- •5.3. Определение вместимости резервуарных парков нефтебаз
- •5.4. Примеры расчетов
- •Контрольные вопросы
- •Заключение
- •Библиографический список
- •Приложения
- •394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84
3. Основные сведения, необходимые для проектирования резервуаров нефтепродуктов
Для тепловых расчетов необходимо знать теплофизические характеристики нефтепродуктов: плотность, теплопроводность, вязкость, теплоемкость и т.д [1].
Плотность нефтепродуктов находится в пределах 700-1079 кг/м3. При изменении температуры меняется плотность, которая определяется по формуле
(3.1)
где - плотность нефтепродукта при 293 К, кг/м3; - коэффициент объемного расширения, 1/К (см. приложение табл. 1.1); - абсолютная температура, К.
Удельная теплоемкость нефтепродуктов изменяется в пределах 1600…2500 Дж/(кг К). При точных расчетов удельной теплоемкости справедлива формула Крего для температур в пределах 273-673 К
(3.2)
Коэффициент теплопроводности нефтепродуктов изменяется в пределах 0,1…0,16 Вт/(м К). При точных расчетах справедливо применить формулу Крего-Смита для температур в пределах 273-473 К
(3.3)
Вязкость нефтепродукта существенно меняется с изменением температуры. В технических расчетах используют кинематическую вязкость , м2/с. При вычислении вязкости нефтепродукта наибольшее применение получила формула Рейнольдса-Филонова
( 3.4)
где – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; – кинематическая вязкость при известной температуре , м2/с.
Коэффициент температуропроводности нефтепродукта, м2/с, определяется по формуле
(3.5)
Параметр Прандтля
( 3.6)
Критерий Грасгофа
(3.7)
где – ускорение свободного падения, м/с2; – температурный коэффициент объемного температурного расширения нефти, 1/К; – температурный напор, К; – температура нефтепродукта, К; – температура стенки резервуара, К; – характерный линейный размер (для горизонтальных резервуаров , для вертикальных резервуаров ), м; – кинематическая вязкость, м2/с.
Площадь поверхности днища резервуара, м2
(3.8)
где – внутренний диаметр стенки, м.
Площадь поверхности кровли (крыши) резервуара, м2
( 3.9)
где – высота кровли (крыши) резервуара, м.
Площадь поверхности контактирующей через стенку в области жидкости, м2
( 3.10)
где – высота взлива нефтепродукта, м.
Площадь поверхности контактирующей через стенку в области газового пространства, м2
( 3.11)
где – высота стенки резервуара, м.
Общая площадь поверхности резервуара, м2
( 3.12)
Масса нефти в резервуаре
, (3.13)
где – плотность нефтепродукта при температуре , кг/м3; –площадь поверхности днища резервуара, м2; – высота взлива нефти, м.
Эквивалентная высота цилиндра
(3.14)
где – высота кровли резервуара , м; – диаметр резервуара, м.
Полная высота газового пространства
(3.15)
где – высота резервуара, м.
4. Расчет температурного режима нефтепродукта при хранении