Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Температурный режим хранения нефтепродуктов в резервуарах. Учебное пособие
.pdf
Толщина стенки наземного резервуара должна быть минимум 4 мм,
подземного - минимум 5 мм. Радиус сечения резервуара, изготовленного
по типовому проекту, - от 1,0 до 1,62 м.
Горизонтальные резервуары поставляются на место эксплуатации в
готовом виде, так как диаметр стандартной емкости не превышает 3-4 м,
что позволяет ее легко транспортировать.
Для укрепления стенок резервуаров при их монтаже используются
промежуточные и опорные кольца жесткости.
Для увеличения стойкости к воздействию окружающей среды поверхность стенки резервуара РГС обрабатываются антикоррозионным покрытием.
Стандартное исполнение горизонтального резервуара представляет
собой цилиндрическую емкость с герметичной горловиной. Дополнительно на резервуары можно устанавливать сливо-наливные патрубки, измерительное оборудование, ложементы, технические колодцы, трубную обвязку, площадки обслуживания и др.
Наземное расположение резервуара горизонтального предполагает
его установку на опоры. Подземное размещение предполагает углубление
емкости на нужную глубину в соответствии с требованиями Заказчика,
климатических факторов и на основе технических параметров грунта, но
не ниже 1,2 м от поверхности грунта. Возможно также полуподземное расположение РГС - сама емкость находится под землей, а горловины - над
землей.
По желанию Заказчика на горизонтальные резервуары РГС может
быть установлено дополнительное технологическое оборудование: сливоналивное оборудование, дыхательные клапаны и патрубки, противопожарное оборудование, устройства для размыва осадков. Также РГС могут комплектоваться обогревом и теплоизоляцией.
Все поставляемые РГС имеют паспорт горизонтального резервуара.
Наземные горизонтальные резервуары РГСН используются для хра-
нения нефтепродуктов, битума, питьевой и технологической воды и других
жидкостей на нефтяных терминалах, резервуарных парках и других промышленных объектах.
Конструктивно резервуар горизонтальный стальной представляют
собой металлический цилиндр с горловинами, люками и патрубками. Для
придания резервуару жесткости конструкция укрепляется опорными и
промежуточными ребрами жесткости. Днища резервуаров при наземном
размещении изготавливаются коническими и плоскими.
Эксплуатация наземных резервуаров РГС осуществляется при внутреннем избыточном давлении:
0,07 МПа (для РГС с коническими днищами);
0,04 МПа (для РГС с плоскими днищами);
вакуумом 0,001 МПа.
11
Проектирование, изготовление, монтаж и эксплуатация горизонтальных стальных наземных резервуаров осуществляется в соответствии с:
ГОСТ Р 52630-2006 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Об-
щие технические условия»;
ГОСТ 17032-2010 «Резервуары стальные горизонтальные для
нефтепродуктов. Технические условия».
На основании вышеуказанных норм и условий эксплуатации ГК Газовик изготавливает наземные РГС из следующих видов сталей толщиной
4-8 мм:
нержавеющая сталь 12Х18Н10Т с высокими антикоррозионными
характеристиками;
малоуглеродистая сталь Ст3 для температурного режима выше -40°С;
низколегированная сталь 09Г2С для температурного режима
ниже -40°С.
Для хранения вязких нефтепродуктов и для предотвращения загустения хранимой жидкости наземные горизонтальные резервуары оборудуют
подогревающими устройствами: паро-водяными, электрическими или термо-масляными (для хранения битума) подогревателями. Также для сохранения температурного режима внутри резервуара на его корпус может
быть установлена теплоизоляция - термоизолирующая рубашка толщиной
до 120 мм.
Наземные горизонтальные резервуары могут поставляться с антикоррозионной защитой или без нее. Наличие защиты изготавливаемых
РГСН определяется требованием Заказчика. Антикоррозионная защита
наземных резервуаров может выполняться на внутренней и внешней поверхности: снаружи резервуары покрываются грунтом и краской, внутри специальным антикоррозионным материалом. В случае отсутствия необходимости выполнять защиту, в процессе проектирования и изготовления
предусматривается припуск на коррозию, то есть при выборе толщины
стали для РГСН учитывается коррозионное повреждение поверхности во
время последующей эксплуатации.
Установка резервуаров горизонтальных РГС осуществляется на две
седловидные опоры или опоры стоечного типа. Для осуществления эксплуатационного обслуживания резервуары оборудуются лестницами,
ограждениями и площадками обслуживания.
Для качественной эксплуатации резервуара и для выполнения им
своего назначения РГСН комплектуются следующим технологическим
оборудованием:
люк-лаз и замерный люк;
патрубки;
приемо-раздаточное оборудование;
штуцеры для установки приборов для контроля качества и количе-
ства жидкости.
12
Подземные горизонтальные резервуары применяются для хранения
темных и светлых нефтепродуктов и других различных жидкостей (масел,
битума, дизельное топливо), воды (в качестве пожарных подземных резервуаров) на нефтяных терминала, резервуарных парках и на АЗС. Конструкция подземного резервуара представляет собой цилиндр с коническими днищами (в том числе усеченными) и с установленным технологическим оборудованием для эксплуатации, горловинами и шахтамиколодцами для проведения сливо-наливных операций и обеспечения доступа внутрь резервуара.
Преимуществами использования подземного размещения резервуаров является экономия производственных площадей и повышение экологической безопасности оборудования.
Традиционно подземные резервуары изготавливают объемом 3 м3, 5 м3,
10 м3, 25 м3, 50 м3, 75 м3, 100 м3.
К хранимой жидкости предъявляется одно требование - плотность
среды не должна превышать 1 т/м3.
Проектирование, изготовление, монтаж и установка подземных резервуаров регламентируется следующими нормативными документами:
ГОСТ Р 52630-2006 «Сосуды и аппараты стальные сварные»;
ОСТ 26 291-94 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие
технические условия».
РГСП изготавливают из различных сталей, толщина листа которых
составляет 4-10 мм:
нержавеющая сталь 12Х18Н10Т;
сталь 09Г2С для резервуаров, эксплуатируемых при температуре
окружающей среды менее -20°С (т.е. для северных районов);
сталь Ст3 для резервуаров, эксплуатируемых при температуре
окружающей среды до -20°С.
Стальные подземные резервуары устанавливают в грунт так, чтобы
верхняя точка емкости была не глубже 1,2 м от поверхности земли. Крепление подземных резервуаров осуществляется к забетонированной опоре
или площадке при помощи хомутов к закладным деталям фундамента.
Для предотвращения замерзания и загустения хранимой жидкости
подземные горизонтальные резервуары РГСП оборудуют системой подогрева, теплоизоляцией и гидроизоляцией. Подогрев продукта может осуществляться пароводяной или электрической системой подогрева.
Особое внимание уделяется антикоррозионной защите внешней поверхности резервуара от внешнего негативного воздействия грунта и влаги. Она осуществляется при помощи покрытия поверхности емкости грунтовкой, а в случае необходимости в более тщательной защите - полимерными и битумными мастиками. Днища РГСП покрывают гидроизоляционным слоем или используют катодную защиту. Также возможно подсоединение алюминиево-магниевых протекторов, которые располагают на рас-
13
стоянии 1,5 м от внешней поверхности РГСП (протекторная защита). Ме-
293
293
,
1 ( 293)
Т
Т
293
31,56
(762 3,39 ).
р
сТ
сто установки подземных емкостей засыпают песчаным грунтом.
Выбор средств антикоррозионной защиты осуществляется на основании Технического задания на изготовление подземного горизонтального
резервуара и в соответствии с нижеприведенными нормативными документами:
РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 «Правила антикоррозионной за-
щиты резервуаров»;
СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии».
Для повышения уровня жесткости подземных резервуаров в их конструкции могут быть предусмотрены ребра жесткости (около 10 шт.).
В стандартное технологическое оборудование входит:
предохранительные клапаны;
дыхательная арматура;
замерные и световые люки;
оборудование для отбора проб и измерения уровня взлива;
патрубки.
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;
- коэффици-
ент объемного расширения, 1/К (см. приложение табл. 1.1); Т - абсолютная
температура, К.
Удельная теплоемкость нефтепродуктов изменяется в пределах
1600…2500 Дж/(кгК). При точных расчетов удельной теплоемкости справедлива формула Крего для температур в пределах 273-673 К
(3.2)
14
Коэффициент теплопроводности нефтепродуктов изменяется в пре-
в
в
Т
1
Т
П СТ
T T T
П
T
СТ
T
х
l
х
ld
х
lh
293
156,6
(1 0,00047 ).
н
Т
( ( ) ,
вв
exp u ТТ
,
н
р
а
с
Pr .
a
3
2
,
х
g T l
G
r
делах 0,1…0,16 Вт/(мК). 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 u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;
ская вязкость при известной температуре
, м2/с.
– кинематиче-
Коэффициент температуропроводности нефтепродукта, м2/с, определяется по формуле
(3.5)
Параметр Прандтля
(3.6)
Критерий Грасгофа
(3.7)
коэффициент объемного температурного расширения нефти, 1/К;
К;
мер (для горизонтальных резервуаров
где g – ускорение свободного падения, м/с2;
– температурный напор, К;
– температура стенки резервуара, К;
– температура нефтепродукта,
– характерный линейный раз-
, для вертикальных резервуаров
), м;
– кинематическая вязкость, м2/с.
Площадь поверхности днища резервуара, м
15
– температурный
2
где
p
D
K
H
вз
H
р
H
Д
G F h
/
ср
T
Д
F
h
2
2 0,25 ,
3
К
эК
р
H
hH
Д
К
Н
Р
Д
2
Д
,
4
p
D
F
2
2
,
2
p
KK
D
FH
.,СТ Ж p вз
F D H
.
( ),
СТ Г p р вз
FDНH
..
.
ОБЩ Д К СТ Ж СТ Г
F F F F F
– внутренний диаметр стенки, м.
Площадь поверхности кровли (крыши) резервуара, м2
где
– высота кровли (крыши) резервуара, м.
Площадь поверхности контактирующей через стенку в области жидкости, м2
где
– высота взлива нефтепродукта, м.
Площадь поверхности контактирующей через стенку в области газового пространства, м
(3.8)
(3.9)
(3.10)
2
где
– высота стенки резервуара, м.
Общая площадь поверхности резервуара, м
Масса нефти в резервуаре
где
– плотность нефтепродукта при температуре
площадь поверхности днища резервуара, м2;
Эквивалентная высота цилиндра
(3.11)
2
(3.12)
, (3.13)
, кг/м3;
– высота взлива нефти, м.
–
(3.14)
где
Полная высота газового пространства
– высота кровли резервуара , м;
16
– диаметр резервуара, м.
(3.15)
Р
Н
р
т
озалов
cG
FK
exp)TT(TT
в
Т
о
Т
зал
Т
т
К
р
с
р
т
т
розал
оср
cG
Fk
exp1
Fk
cGTT
TT
воздо
ТТ
возд
Т
.,г п Р Э
h Н h h
где
– высота резервуара, м.
4. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА
НЕФТЕПРОДУКТА ПРИ ХРАНЕНИИ
4.1. Вероятная температура нефтепродукта
в резервуарах (емкостях) при хранении
Для тепловых расчетов при хранении и отпуске вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов необходимо знать начальную температуру (перед подогревом), которая зависит от времени хранения, температуры окружающей среды, конструкции, габаритных размеров емкости и
т.д. Так как учесть все факторы, от которых зависит температура нефтепродукта в резервуаре, практически невозможно, ее определяют с некоторой степенью вероятности (вероятная температура) по формуле
, (4.1)
где
0
С;
продукта, с которой он был залит в емкость, 0С;
передачи от нефтепродукта в окружающую среду, Вт/(м
– вероятная температура нефтепродукта в конце периода хранения,
– температура окружающей среды, 0С;
– температура нефте – коэффициент тепло-
2
град); F – полная
поверхность охлаждения емкости, м2; – время хранения нефтепродукта,
сут; G – масса нефтепродукта, т;
– удельная массовая теплоемкость
нефтепродукта, Дж/(кгК).
Средняя за время хранения температура нефтепродукта в емкости
. (4.2)
Температуру окружающей среды определяют следующим образом:
– для железнодорожных цистерн
, (4.3)
где
– температура воздуха, К.
17
– для емкостей, находящихся в двух средах
F
TFTF
T
2С2С1С1С
о
2C1C
F,F
2C1C
Т,Т
F
FKFKFKFK
K
ккж.стж.стг.стг.стдд
т
Д
К
.СТ Г
К
.СТ Ж
К
К
К
Д
F
К
F
.СТ Г
F
.СТ Ж
F
n
i
i=1
ст 1ст i 2ст 3ст
δ
1 1 1
= + +
K α λ α +α
1СТ
2СТ
3СТ
i
i
, (4.3а)
где
средами, м2;
– поверхности емкостей, соприкасающиеся с разными
– средние температуры этих сред, К.
Например, стенки надземных и полуподземных резервуаров вступа-
ют в контакт с грунтом и воздухом, стенки танкеров – с водой и воздухом.
Для подземных емкостей температура окружающей среды определя-
ется как средняя температура грунта, соответствующая средней части заглубленной емкости.
Коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в емкости (резервуа-
ре) в окружающую среду определяют по выражению
, (4.4)
где
– коэффициенты теплопередачи через днище, Вт/(м
2
К);
–коэффициенты теплопередачи через стенку в области газового пространства Вт/(м
сти жидкости, Вт/(м
резервуара, Вт/(м
2
К);
– коэффициенты теплопередачи через стенку в обла-
2
2
К);
К);
– коэффициенты теплопередачи через крышу
– площадь поверхности днища резервуара, м2;
– площадь поверхности кровли (крыши) резервуара, м2;
– площадь
поверхности контактирующей через стенку в области газового пространства, м2;
– площадь поверхности контактирующей через стенку в об-
ласти жидкости, м2.
Коэффициент теплопередачи через стенку емкости
, (4.5)
где
кости, Вт/(м
ности стенки в окружающую среду, Вт/(м
лоотдачи от стенки емкости радиацией, Вт/(м
емкости, изоляции, мм;
– коэффициенты теплоотдачи от нефтепродукта к стенке ем-
2
К);
– коэффициенты теплоотдачи от наружной поверх-
2
К);
– коэффициенты теп-
2
К);
– толщина стенки
– коэффициент теплопроводности материала,
стенки, изоляции, Вт/(мК).
18
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от нефтепродукта к верти-
93
n
h
10...10PrGr
0,25
0,25
1
Pr
0,76 Pr
Pr
нп
СТ h
п
ст
Gr
h
н
9
n
h
10PrGr
0,25
0,33
1
Pr
0,15 Pr
Pr
нп
СТ h
п
ст
Gr
h
83
n
h
10...10PrGr
0,25
0,25
1
Pr
0,5 Pr
Pr
нп
СТ d
ст
Gr
h
2
TT
TT
ок
он
н
Т
к
Т
)TT(5,0T
кнп
2
TT
TT
ок
он
ок
он
кн
оп
TT
TT
ln
TT
TT
кальной стенке емкости определяют по следующим формулам:
– при
где
Вт/(мград).
– при
– для горизонтальных цилиндрических емкостей и труб при
(ламинарный режим)
, (4.6)
– коэффициент теплопроводности нефтепродукта,
(турбулентный режим)
, (4.7)
(4.8)
Индекс «п» означает, что все физические характеристики нефтепро-
дукты выбираются при средней температуре; индекс «ст» - физические характеристики выбираются при средней температуре стенки трубы или емкости.
Если отношение
среднеарифметическую величину от начальной
, среднюю температуру определяют как
и конечной
темпе-
ратуру нефтепродукта:
. (4.9)
Если отношение
, среднюю температуру определяют как
средне логарифмическую величину по формуле
. (4.10)
19
Так как в выражениях (4.9) и (4.10) конечная температура нефтепро-
нк
ТТ
)TT(5,0T
воздзалп
зал
Т
0п
ст1
ст
пст
TT
K
TT
2СТ
2
Re
n
возд
СТ возд
из
С
D
,Сn
Re
n
возд
Re
n
возд
Re
n
возд
С
n
5 – 80
0,810
0,40
80 – 510
3
0,625
0,46
5103 – 5104
0,927
0,60
более 5104
0,023
0,80
3СТ
44
3
/100 /100
СТ возд
СТ СТ o
СТ возд
TT
C
TT
24
5,768 /
o
C Вт м К
СТ
дукта является искомая величина
, то при определении средней
температуры нефтепродукта можно принять, что
, (4.11)
где
– температура нефтепродукта, с которой он заливается (зака-
чивается) в резервуар (емкость).
Среднюю температуру стенки резервуара определяют методом по-
следовательных приближений по формуле
. (4.12)
Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности стенки в окру-
жающую среду
, Вт/(м
2
К), при вынужденной конвекции (обдувание
емкости или надземного трубопровода ветром) определяют по формуле
, (4.13)
где
– коэффициенты, величины которых зависят от
.
кости
Таблица 4.1
Зависимость коэффициентов С и n от
Коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки горизонтальной ем-
, Вт/(м
где
2
К), определяют по формуле
– постоянная Планка;
, (4.14)
– степень черноты
поверхности стенки.
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]