- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
В промышленности применяется большое число стальных резервуаров различных типов и объемов без давления (резервуары с плавающей крышей и понтоном) и с давлением до 0,002 МПа (резервуары со стационарной крышей).
В последние годы ЦНИИПроектстальконструкцией разработаны проекты опытных резервуаров объемами 50 и 100 тыс. м3 и проектируются еще более крупные.
Имеются стальные резервуары траншейного типа объемом до 10 тыс. м3 рассчитанные на избыточное давление 0,007 МПа.
Наибольшее распространение в нашей стране получили наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы.
1. Типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары объемом от 20 тыс. м3 до 100 м3:
со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, с высотой стенки не более 12 м;
с понтоном и плавающей крышей, без давления;
резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах (температура до 65 °С).
2. Резервуары с оптимальными параметрами объемом от 10 до 50 тыс.м3, с высотой стенки до 18 м. На заводах резервуарных металлоконструкций при изготовлении рулонов стенки кромки листов строгаются для получения листов одинаковых размеров, например 1490х5990 мм. Таким образом, высота стенки резервуаров получается кратной 1490мм, а длина окружности (стенки) — кратной 5990 мм.
3. Резервуары повышенного давления широкого распространения и не получили. В России сооружено всего несколько каплевидных резервуаров объемом 2000 м3, рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа. Значительно чаще применяют резервуары ДИСИ (Днепропетровского инженерно-строительного института) объемом 400, 700, 1000 и 2000 м3. В общей сложности таких резервуаров, рассчитанных на избыточное давление от 0,01 МПа до 0,013 МПа, построено около 200.
Основные геометрические размеры вертикальных цилиндрических и каплевидных резервуаров повышенного давления приведены в табл. 4.1. Резервуары повышенного давления наиболее экономичны для длительного хранения нефтепродуктов при небольшой их оборачиваемости (не более 1012 раз в год).
К числу резервуаров повышенного давления относятся изотермические резервуары для хранения сжиженных газов. Обычно они представляют собой двухслойную конструкцию (резервуар в резервуаре). Для обеспечения постоянной, отрицательной температуры пространство между наружным и внутренним кольцом заполняют теплоизоляционным материалом.
Таблица 7
Резервуары повышенного давления
Показатель
|
Вертикальные цилиндрические резервуары объемом, м3 |
Каплевидные резервуары объёмом, м3 |
||||
Номинальный объем, м3 |
400 |
700 |
1000 |
2000 |
3000 |
2000 |
Геометрический объем, м3 |
420 |
770 |
1235 |
2050 |
3100 |
1700 |
Диаметр, м |
8,53 |
10,43 |
12,3 |
15,2 |
18,3 |
18,45 |
Высота стенки, м |
7,5 |
9 |
9 |
9,30 |
10,37 |
10,49 |
Высота торосферической кровли, м |
2 |
2,08 |
2,95 |
2,97 |
3,542 |
- |
Избыточное давление, МПа |
0,02 |
0,018 |
0,015 |
0,013 |
0,025 |
0,03 |
Вакуум, МПа |
0,0015 |
0,001 |
0,0005 |
0,0005 |
0,001 |
0,003 |
4. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,07 МПа – при конических днищах и 0,04 МПа – при плоских днищах, также являются резервуарами повышенного давления.
В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в вертикальных цилиндрических резервуарах повышенного давления не требуется никаких движущихся конструкций и уплотняющих устройств, в них сохраняется возможность рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Эксплуатация таких резервуаров сравнительно проста. Рациональная область применения резервуаров этого типа – объем до 3 тыс. м3. При больших объемах усложняются конструкции крыши и анкерных устройств.
Таким образом, отечественное резервуаростроение охватывает большую номенклатуру резервуаров различных типов и назначений. Однако число типоразмеров, например, в пределах 5100 м3 , в нашей стране значительно меньше, чем в развитых зарубежных странах. В отношении взаимозаменяемости, применительно к большим объёмам резервуаров наша номенклатура более чёткая, чем зарубежная.
Климатические условия России вызывают необходимость дифференцированного подхода к применению тех или иных типов резервуаров с учетом специфических условий их эксплуатации, значительных температурных колебаний, больших снеговых и ветровых нагрузок, сейсмических воздействий, вечномерзлых и просадочных грунтов и т.д.
Например, резервуары с понтоном и со стационарной крышей по расходу стали более металлоемки (на 1520%) , чем резервуары тех же объемов с плавающей крышей. Однако в районах с большими снеговыми нагрузками или песчаными бурями приходится применять резервуары с понтоном. По аналогичным причинам в северных районах с большими снеговыми и ветровыми нагрузками в целях обеспечения устойчивости стенок резервуаров предпочтительнее резервуары высотой не 18м (экономически более выгодные), а до 12 м. В дальнейшем целесообразно ограничить применение резервуаров больших объемов (50 тыс. м3 и более) в северных районах во избежание возможных хрупких разрушений.
Отечественный индустриальный метод рулонирования применительно к резервуарам больших объемов в связи с ограничением толщины листов требует иногда применения новых конструктивных форм, например двухслойной или предварительно напряженной стенки, усиления бандажами и других решений.
Перечисленные выше специфические условия проектирования, изготовления и монтажа, а также эксплуатации резервуаров отражаются и в методике расчета. В России за основу принят метод расчета конструкций по предельным состояниям.