антиплагиат (1207401), страница 4
Текст из файла (страница 4)
14Схемы резервуаров представлены на рисунке 2.1Рисунок 2.1. Конструкции типов резервуаровПримечание: 1 - каркас крыши; 2 - пояса стенки; 3 - промежуточныекольца жесткости; 4 - кольцо окраек; 5 - центральная часть днища; 6 понтон; 7 - опорные стойки; 8 - уплотняющий затвор; 9 - катучая лестница;10 - плавающая крыша; 11 - верхнее кольцо жесткости (площадка 19обслуживания)В 19 общем случае основные геометрические параметры и характеристикирезервуаров различных типов принимаются в соответствии с [2], однако онимогут отличаться от нормативных и в таком случае должны быть уточнены приразработке проектной документации.К основным несущим конструкциям резервуара относятся: стенка,включая врезки патрубков и люков, окрайка днища, бескаркасная крыша, каркаси опорное кольцо каркасной крыши, анкерное крепление стенки, кольцажесткости.
К ограждающим ‒ 28 центральная часть днища, настил стационарнойкрыши, плавающая крыша, понтон. 28Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов относятся к I ‒повышенному уровню ответственности сооружений. 28Основными критериями при выборе типа и конструктивного исполнениярезервуаров являются характеристики 14 хранимого продукта ( давлениенасыщенных паров, содержание серы и сероводорода, плотность, 14 температуравспышки), а также технологическое назначение резервуара.В целях защиты резервуаров для хранения нефти от перелива и защитытехнологических трубопроводов и арматуры от превышения давления сброснефти должен быть предусмотрен по отдельному трубопроводу 14 аварийногосброса в две отдельные технологические емкости из расчета максимальнойпроизводительности данного трубопровода за один час.2.2 Виды потерь при хранении нефти и нефтепродуктовИзвестно, что при хранении нефти и нефтепродуктов в 96 резервуарах имеютместо значительные 96 потери от испарения, которые наносят ежегодный ущерб, 56исчисляемый в несколько сотен миллионов рублей, без учёта ущерба,наносимого окружающей среде.
Рассмотрим виды потерь от испарения приэксплуатации резервуаров.Потери от «больших дыханий» представляют собой вытеснение паров изгазового пространства при наполнении резервуара. Нефть или НП, поступая в 15резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установленаарматура. Как только давление станет равным расчетному давлениюдыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта,начнется «большое дыхание» («выдох»).
При откачке 15 нефти или НП происходитобратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равным вакууму, накоторый установлен дыхательный клапан, в газовое пространство 15 начнётвходить атмосферный воздух – происходит «вдох» резервуара.Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнетнасыщаться парами 15 нефти; количество газов в резервуаре будет увеличиваться;поэтому по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара можетпроизойти «обратный выдох» ‒ выход насыщающейся газовой смеси.
15Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время(при нагреве солнечными лучами). Паровоздушная смесь стремитсярасшириться, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление 15 растёт.Когда давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлендыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходитьпаровоздушная смесь – происходит «выдох». В ночное время из-за снижениятемпературы часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, вгазовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и врезервуар входит атмосферный воздух – происходит «вдох»;6) из-за снижения атмосферного давления. В 15 случае, когда разностьатомосферного давления и давления в газовом пространстве резервуарапревышает перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, оноткроется и произойдет «выдох» (барометрические малые дыхания).
Приповышении атмосферного давления может произойти «вдох». 15Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар,содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта,последний 15 начнёт испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздушнаясмесь будет увеличиваться в 15 объёме, и её часть может уйти из резервуара ‒ 15произойдут потери от насыщения.Потери от 15 вентиляции газового пространства. Происходят через открытыелюки резервуаров путем простого выдувания 15 паров ветром. Поэтому люкинеобходимо тщательно герметизировать. 15Для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения 34 всё чащеприменяют резервуары с плавающими крышами.2.3 34 Нормы проектирования резервуарных парковРезервуары и резервуарные парки являются опаснымипроизводственными объектами, в связи с чем существуют определённыетребования к их проектированию и строительству.Резервуары размещают на площадке группами или поодиночке.Площадка под строительство резервуарного парка должна располагаться сподветренной стороны от населённых пунктов и соседних предприятий, посанитарным и противопожарным соображениям площадку следует размещатьниже других сооружений производственной зоны.Грунты на площадке под нефтебазу должны слагаться из пород с несущейспособностью не менее 0,1 МПа и не быть осадочными.
Максимальный уровеньгрунтовых вод должен располагаться на 4-6 м ниже уровня заглублениявозводимых сооружений.Задача планировки резервуарного парка включает в себе такие вопросы,как установление 38 объёмов резервуарных групп, размещение резервуаров вгруппах, размещение резервуарных групп в парке, разработка схемыограждения резервуарных групп и 38 резервуарного парка в целом.Решение этих вопросов осуществляется с чётким учётом объёмарезервуаров, видов и свойств хранимого продукта, конструкции их крыш. 38Общую вместимость группы наземных резервуаров, а также расстояниемежду стенками резервуаров, располагаемых в одной группе ( 10 таблица 2.1),расстояние между группами резервуаров следует принимать в соответствии с[2].Таблица 2.1 ‒ Допустимая общая вместимость группы резервуаров иминимальное расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе 10Тип резервуараЕдиничныйноминальный объемрезервуаров в группе,м3Вид хранимой нефтиили НПДопустимыйноминальныйобъемгруппы, м3 38Мин.
расстояниемеждурезервуарами вгруппе, м 38РВС50000 и менееПродукты стемпературой вспышкибольше 45°С1200000,75D, но неболее 30 м50000 и менееПродукты стемпературой вспышкименьше 45°С800000,75D, но неболее 30 мРВСП50000 и болееНезависимо от вида200000 30 мМенее 50000 1200000,65D, но неболее 30 мРВСПК50000 и болееНезависимо от вида200000 30 мМенее 50000 1200000,5D, но неболее 30 мПримечание: D ‒ диаметр резервуара.Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных всоседних группах, должно быть: для наземных резервуаров номинальнымобъемом 20000 м3 и более ‒ 60 м; 10 объёмом до 20000 м3 ‒ 40 м.
22По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимопредусматривать замкнутое земляное обвалование, рассчитанное нагидростатическое давление разлившейся жидкости, шириной по верху не менее0,5 м, или ограждающую стену из негорючих материалов. Высота обвалованияили ограждающей стены должна быть на 0,2 м выше уровня 10 расчётного 19 объемаразлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным 10 объёмом 19до 10000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м3 и более.В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними землянымивалами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуаробъемом 20000 м3 и более; несколько меньших резервуаров суммарнойвместимостью 20 000 м3.
10Объем, образуемый между откосами обвалования, должен быть равным:для отдельно стоящих резервуаров ‒ полной емкости резервуара; для группы 10резервуаров ‒ емкости большего резервуара. 10Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны бытьпредусмотрены лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве 10четырёх штук для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящихрезервуаров.Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосовобвалования или до ограждающих стен следует принимать равным: не менее 3м от резервуаров 10 объёмом до 10000 м3; 6 м от резервуаров 10 объёмом 10000 м3 иболее.Для обеспечения подъезда противопожарной техники вокруг обвалованиякаждой группы резервуаров выполняется кольцевой проезд в 10 соответствии с [2]с проезжей частью шириной как минимум 3,5 м, с асфальто-бетоннымпокрытием.Внутриплощадочные автодороги и проезды, подъезды к пожарнымгидрантам и 10 гребёнкам для забора раствора пенообразователя, узлам дляподключения 10 передвижной пожарной техники, напорным узлам на территорииНПС выполняются с твердым покрытием (асфальтовое, железобетонные плиты)и с устройством поребриков.Проезды вокруг резервуаров и в технологической зоне проектируютсяприподнятыми над планировочным рельефом и служат ограждающим валом отперелива нефти 10 через обвалование резервуарного парка.
10Молниезащита резервуаров выполняется в целом для резервуарного паркаотдельно стоящими 10 молниеприёмниками.Все подземные металлические трубопроводы резервуарного парка,независимо от их назначения, подлежат электрохимической защите от коррозии. 21Все металлические трубопроводы и оборудование резервуарного парка,независимо от назначения, должны быть подключены к общему контурузаземления.3 21 РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК НПС No 273.1 Расчёт ёмкости резервуарного парка НПС No 27В связи с тем, что НПС No 27 при увеличении производительности ТС«ВСТО-2» до 50 млн. тонн в год становится станцией, расположенной награнице эксплуатационного участка, появляется необходимость в строительстверезервуарного парка. Произведём расчет его ёмкости по методике [3].Суточная производительность нефтепровода, м3/сут:где: Gгод ‒ годовая массовая производительность нефтепровода, кг/год(Gгод = 50 млн т/год = 50109 кг/год);kнп ‒ коэффициент неравномерности перекачки (kнп = 1,05 [4]);N ‒ расчётное число рабочих дней нефтепровода, сут/год (N =350 сут/год);ρ ‒ плотность перекачиваемой товарной нефти, кг/м3.Таким образом, можно сделать вывод о том, что суточный объёмперекачки составляетПроектный объём резервуарного парка промежуточной НПС на границеэксплуатационного участка принимают из расчета 30-50 % суточных объемовперекачки магистрального нефтепровода [5]: 10где: Vпр ‒ проектный объём резервуарного парка, м3.Подставляя численное значение суточного объёма перекачки, получаемминимальный и максимальный проектные объёмы, соответственно используякоэффициенты 0,3 и 0,5:Исходя из полученных значений принимаем резервуары РВСПК-50000 вколичестве 2 шт.
Полезный объём каждого из них определяется:где: Vном ‒ номинальный объём резервуара, м3;kз ‒ коэффициент заполнения ёмкости (для РВСПК-50000 kз = 0,79 [4]).Найдём какую долю (х) суточного объёма перекачки составляет нефть,заключённая в объёме двух резервуаров РВСПК-50000:То есть, при использовании двух резервуаров РВСПК-50000 общий объёмрезервуарного парка составит 0,45 суточного объёма перекачки, чтоудовлетворяет требованиям [5].Резервуары номинальной ёмкостью 50 тыс. м3 приняты исходя из того, чтопри выборе резервуаров ёмкостью 20 тыс. м3, их необходимо было бы 5шт., онибы заняли большую площадь и затраты на их сооружение были бы больше.Также увеличились бы потери от испарения при технологических операциях.3.2 Резервуар РВСПК-50000 для хранения нефти, его основноеоборудованиеОбщий вид резервуара РВСПК-50000 приведён в приложении 1.Конструкция резервуара с плавающей крышей объемом 50000 м3разработана в соответствии с требованиями [2,6,7].
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
