Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Температурный режим хранения нефтепродуктов в резервуарах. Учебное пособие
.pdf
27. Проверяем правильность выбора температуры крыши
К1,275253280
49,2
453,0
280
'
ст
%5%160%100
2735,269
2735,2692731,275
ст
Т
К9,278Тст
К7,2849,2785,2905,0
п.г
К/11051,37,284/1
3
п.г
Км
Вт
0252,0
283293
2837,284
0251,00259,00251,0
2
возд
705,0
283293
2837,284
705,0707,0705,0Pr
возд
9
6
3
100,83
1037,14
7,2845,2901051,381,941,4
Gr
99
возд
105,58705,01083PrGr
Км/Вт05,27,2845,29014,1
2
3
к1
5,88105,5818,0
25,0
9
к
Км/Вт23,25,880252,0
2
Э
3
0
1074,2
2539,27821009395,1
200
I
76,1
3
нIд
1074,2
2,34
0252,0
00022,0
.
Так как расхождение ранее принятой температуры крыши и найденной в
результате расчетов составляет
,
то требуется повторить расчеты при новой величине
.
28. Задаем
и уточняем величины параметров
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
.
31
Км/Вт06,8
253
2539,278
2
22,3
Км/Вт58,56107143705,0
2,34
0252,0
035,0
28,0333,0
нI
Км/Вт46,6
24
5,82458,55,806,8
2
I
Вт
Км
62,2
46,6
1
40
004,0
23,2
41,4
05,2
1
К
1
2
К
Км/Вт382,062,2/1К
2
К
К8,2782537,284
05,2
382,0
7,284Т
'
ст
Так как
278,8 273 278,9 273
100% 1,7% 5%
278,9 273
К7,284Тгп
возд
гп
возд
возд
Pr
К279Тст
9
2
6
33
106,81
1037,14
2797,2841051,381,941,4
Gr
99
возд
105,570252,0106,81PrGr
;
;
;
;
;
.
,
то дальнейшего уточнения температуры крыши резервуара не требуется.
Расчёт коэффициента теплопередачи через стенку, контактирующую
с газовым пространством резервуара
29. Так как средняя температура газового пространства нами уже
найдена
, то величины
,
,
,
при ней пересчи-
тывать нет необходимости.
30. Задаемся ориентировочной температурой стенки
.
31. Параметр Грасгофа
.
32. Произведение параметров
.
32
33. Так как
9
возд
10PrGr
срз
ТТ
Км/Вт05,27,2845,29014,1
2
3
к1
1,88105,5718,0
25,0
9
к
Км/Вт22,21,880249,0
2
э
0
I
3
0
1073,2
25327921009395,1
200
I
Км/Вт49,7
2,34102,11
41,42
1073,2
41,4
0228,0
95
2
668,0
6
2
843,0
3
днI
Км/Вт58,5
102,11
2,342
705,0
2,34
0228,0
035,0
2
6
333,0
нI
Км/Вт26,6
24
5,82458,55,849,7
2
I
Вт
Км
63,2
26,6
1
40
009,0
22,2
41,4
05,2
1
К
1
2
г.ст
, то коэффициент теплопередачи от «зерка-
ла» нефти в газовое пространство резервуара по формуле при допущении,
что
,
.
34. Коэффициент конвекции
.
35. Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового про-
странства определяется по формуле
.
36. Величина критерия
определяется по формуле
.
37. Интегральный коэффициент внешней теплоотдачи от поверхно-
сти стенки к воздуху в дневное и в ночное время, а также в среднем за сутки
;
;
.
38. Коэффициент теплопередачи от нефти к воздуху через стенку ре-
зервуара, контактирующую с газовым пространством
.
39. Проверяем правильность выбора температуры стенки
33
К8,2782537,284
05,2
380,0
7,284Т
'
ст
;
278,8 273 279 273
100% 3,1% 5%
279 273
ст
Т
К254Тст
3
6
254
м/кг7,916
293254107461
890
Ккг
Дж
171725439,3762
890
56,31
C
254р
с/м1944,0е108,28
2293254108,04
254
Км
Вт
155,025400047,01
890
6,156
254н
с/м105,98
9161717
155,0
а
29
254
1973401
105,98
1944,0
Pr
9
cn
5154
1944,0
2545,2901074681,99
Gr
2
63
п
Так как расчётная величина температуры стенки отличается от ранее
принятой на
,
то дальнейшего уточнения
не требуется.
Расчёт коэффициента теплопередачи через стенку,
контактирующую с нефтью
40. Задаемся температурой стенки
.
41. Параметры нефти при данной температуре
;
42. Параметр Прандтля при температуре стенки
43. Параметр Грасгофа
;
;
;
.
.
.
34
44. Произведение параметров
9
п
1021,0408715154PrGr
9
п
10PrGr
Км
Вт
594,0
1973401
40871
1021,0
9
155,0
76,0
2
25,0
25,0
9
ст1
0
I
0711.0
25325421009395.1
200
I
0
Км/Вт6,66
253
253254
0711,0
9
0228,0
45,77
2
961,3
193,0
днI
Км/Вт8,12
102,11
92
253
253254
2,34
0228,0
5,135
2
199,0
6
381,0
нI
Км/Вт9,31
24
5,158,125,86,66
2
I
Вт
Км
72,1
9,31
1
40
009,0
594,0
1
К
1
2
ж.ст
Км/Вт583,072,1/1К
2
ж.ст
К5,2532535,290
594,0
583,0
5,290
1
ст
.
45. Так как
, то коэффициент теплоотдачи
.
46. Величина критерия
определяется по формуле
.
47. Интегральные коэффициенты внешней теплоотдачи резервуара к
воздуху в дневное и ночное время, а также в среднем за сутки по формулам
;
;
.
48. Коэффициент теплопередачи от нефти к воздуху через стенку,
смоченную жидкостью определяется по формуле
Откуда
.
49. Проверяем правильность выбора температуры стенки
.
Так как отклонение расчетной температуры от принятой
35
%5%63,2%100
273254
2732542735,253
,
ст
К286
д
3
6
286
м/кг7,894
293286107461
890
Ккг
Дж
183128639,3762
890
56,31
C
286р
с/м103,61е108,28
24293286108,04
286
Км
Вт
152,028600047,01
890
6,156
286н
с/м109,92
7,8941831
152,0
а
29
286
д
66001
109,92
103,61
Pr
9
4
д
638131
103,61
2865,2901074681,99
Gr
2
4
63
д
9
пд
101,2640871638131PrGr
то больше уточнять величину
нет необходимости.
Расчёт коэффициента теплопередачи через днище резервуара
50. Задаемся ориентировочной температурой внутренней поверхно-
сти днища
.
51. Плотность, удельная теплоёмкость, кинематическая вязкость, ко-
эффициенты тепло – и температуропроводности нефти при этой температуре
;
;
;
.
52. Параметры Прандтля и Грасгофа при температуре
;
53. Величина произведения
.
;
.
54. Величина коэффициента теплоотдачи через днище из формулы
36
Км
Вт
794,0
66001
40871
101,26
2,34
152,0
5,0a
2
25,0
25,0
9
д1
Вт
Км
65,9
6,18
2,3414,3
40
005,0
794,0
1
К
1
2
д
Км/Вт104,065,9/1К
2
д
К6,2852755,290
794,0
104,0
5,290
1
д
285,6 273 286 273
100% 3,04% 5%
286 273
Км
Вт
367,0
7,4062
6,1864382,05,966583,06,313380,0918104,0
2
Т
К9,306
18481037,7
360024307,4062367,0
exp258323258
6
В
К6,314
18481037,7
360024307,4062367,0
exp1
360024307,4062367,0
18481037,7
258323258
6
6
'
ср
55. Коэффициент теплопередачи через днище из формулы
,
.
что даёт
.
56. Проверка правильности выбора температуры днища
Так как
,
то температура днища задана верно.
Расчёт вероятной температуры нефти к концу периода хранения
57. Коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду
определяется по формуле
58. Вероятная температура нефти к концу периода хранения опреде-
ляется по формуле
59. Расчётная средняя температура нефти определяется по формуле
.
37
5. ОБЪЕМЫ ХРАНИЛИЩ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Протяженность
нефтепровода, км
Диаметр, мм
630 и более
720
820
1020
1220
до 200
1,5
2 2 2
2
свыше 200 до 400
2
2,5
2,5
2,5
2,5
свыше 400 до 600
2,5
2,5/3
2,5/3
2,5/3
2,5/3
свыше 600 до 800
3
3/3,5
3/3,5
3/4
3,5/4
свыше 800 до 1000
3/3,5
3/4
3/4
3,5/4,5
3,5/5
5.1. Определение объемов резервуарных
парков при магистральных нефтепроводах
Резервуарные парки выполняют роль буфера между поставщиком и
получателем, которые компенсируют неравномерность поставок и потребления нефтепродуктов. Также резервуарные парки в системе магистрального нефтепровода выполняют ряд других функций, которые включают в
себя: создание запасов на случай возникновения сбоев в транспортной сети; доведения качества нефтепродукта до требуемого уровня; замер и их
учет.
На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:
на головной насосной станции; на границах эксплуатационных участков; в
местах подкачки нефтепродуктов с близлежащих месторождений попутным потребителям.
Суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от
диаметра и протяженности последних. За единицу измерения, принимается
суточный объем перекачки (табл. 5.1).
Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода
ориентировочно распределяется:
– 2…3 – головная насосная станция;
– 0,3…0,5 – головная насосная станция на границе эксплуатацион-
ных участков;
– 1…1,5 – головная насосная станция при проведении приемно-
сдаточных операций.
Таблица 5.1
Суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепровода
Примечание: 1. Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных
условиях прокладки, а в знаменателе – когда не менее 30 % от протяженности трубопровода проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки). 2. При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру резервуара (емкости) добавляется
объем резервуарного парка, соответствующего длине остатка.
38
Для определения необходимого общего объема резервуарных парков
Р
Р
Емкость резервуара
Коэффициент пользования емкости
Р
для резервуа-
ра
без понтона
с понтоном
с плавающей
крышей
до 5000 м3
0,85
0,81
0,80
от 10000 до 30000
м3
0,88
0,84
0,83
1 0,3...0,5 1...1,5 2...3
Р СУТ Э У У
V V n n n
СУТ
V
Э
n
У
n
1
1
i
i
т
ГОД
i
НМ
ГНС
i
Pi
V
q
КК
V
ЦQ
Н
К
Н
К
М
К
М
К
i
ГОД
V
,
ii
Qq
величину их полезного объема надо поделить на коэффициент пользования
емкости
(табл. 5.2).
Таблица 5.2
Коэффициент пользования емкости
Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального
нефтепровода, м
3
ду, м3;
км;
где
– число насосных станций на границе эксплуатационных участков,
– суточный объем перекачки нефтепродукта по трубопрово-
– число эксплуатационных участков протяженностью 400…600
где выполняется приемо-сдаточные операции.
5.2. Определение объемов резервуарных
парков магистральных нефтепродуктопроводов
Вместимость резервуарного парка головной насосной станции опре-
деляется по формуле
где
– коэффициент неравномерности поступления нефтепродук-
, (5.1)
, (5.2)
тов в резервуары головной насосной станции, принимаем равным
– коэффициент неравномерности работы трубопровода, принимаем
равным
=1,1; Ц– число циклов последовательной перекачки;
довой объем перекачки i-го нефтепродукта, м3;
ственно поступления i-го нефтепродукта на головную насосную станцию и
=1;
– го-
– расходы соответ-
39
его закачки в трубопровод, м3/ч; m – количество наименований последова-
1
max
1
i
ii
К
К
т
ГОД
i
МР
КП
К
i
P
V
q
КК
V
ЦQ
Р
К
Р
К
i
ГОД
V
К
i
q
maxКi
Q
max min
100
ГОД
i
i i i i
Q
V V V V
ГОД
i
Q
maxi
V
mini
V
i
V
Тип нефтебаз
Ее местоположение
Норма запаса,
%
Железнодорожные,
водные (речные)
южнее 600 северной широты в
европейской части страны
до 20
севернее 600 северной широты
в европейской части страны, в
Сибири, на Урале, Дальнем
Востоке
до 50
тельно перекачиваемых нефтепродуктов.
, (5.3)
где
тов, принимаем равным
поступающего на конечный пункт, м3;
дукта, поступающего на конечный пункт, м3/ч;
– коэффициент неравномерности реализации нефтепродук-
=1,5;
– годовой объем i-го нефтепродукта,
– средний расход i-го нефтепро-
– максимальный рас-
ход реализации i-го нефтепродукта на конечном пункте, м3/ч.
5.3. Определение вместимости резервуарных парков нефтебаз
Для каждого сорта нефтепродукта необходимый объем резервуаров
определяется по формуле
, (5.4)
где
– годовая реализация i-го нефтепродукта, м3;
,
–
максимальные и минимальные суммарные остатки i-го нефтепродукта,
наблюдавшиеся за год, %;
– величина страхового запаса i-го нефтепро-
дукта, %.
Нормы страхового запаса для распределительных нефтебаз в зависимости от географического положения и надежности транспортных связей
принимаются в процентном соотношении от среднемесячной потребности
нефтепродуктов (табл. 5.3).
Таблица 5.3
Нормы страхового запаса нефтепродуктов
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]