Курсовая работа: Расчет потерь нефтепродукта на примере РВС-10000

3. Расчетная часть

3.1 Определение потерь от «малых дыханий»

Определить потери от «малого дыхания» 1 июня из резервуара РВС-10000, расположенного в г. Альметьевск. Максимальная температура воздуха 23 °С, минимальная 13 °С.

Давление вакуума для дыхательного клапана Р_вак =160Па, а давление избыточное Р_изб = 1920 Па. Температура начала кипения нефти Т_нк = 37 °С, плотность с₂₉₃ = 850 кг/м³.

Для расчета потерь нефтепродуктов от «малых» дыханий [4] из резервуара РВС-10000 зададимся следующими данными:

– диаметр резервуара D, D = 28,5 м;

– высота стенки резервуара H, H = 17,88 м;

– высота конуса крыши Н_к, Н_к = 2,45 м;

– высота взлива Н_взл, Н_взл = 15,7 м;

– географическая широта города Альметьевск ш, ш = 52°12';

– максимальная температура воздуха летом t_в^max, t_в^max = 23 °С;

– минимальное температура воздуха летом t_в^min, t_в^min = 13 °С;

– продолжительность дня ф, ф = 14 ч;

– нагрузка дыхательных клапанов р_вак, р_изб, р_вак=160 Па, р_изб = 1920 Па;

– атмосферное давление р_а, р_а = 99591,5 Па;

– облачность 40%, г = 0,8;

– диаметр патрубка клапана d, d = 200 мм;

– температура начала кипения нефти Т_нк, Т_нк = 305 К;

– плотность нефти с₂₉₃, с₂₉₃ = 850 кг/м³;

– число клапанов КДС - 1500 n, n = 9.

Рассчитаем потери нефтепродуктов от «малых» дыханий. Находим площадь зеркала нефти в резервуаре

F_H = 0,25•р•D² (3.1)

F_H = 0,25•3,14•28,5²=637,62 м²

Определяем среднюю высоту газового пространства

Нг = Н - Н_взд*Н_к/3 (3.2)

Н = 17,88-15,73 + 4 *1,2/3 = 5, 41 м

Находим объем газового пространства резервуара

V_г = F_н•Н_г (3.3)

V_г = 637,62•5,41=3450,95 м³

Молярная масса паров нефти определяется по формуле

М = 52,629-0,246•Т_н+0,001•Т ², (3.4)

Т_н=Т_нк-30, (3.5)

где Т_нк - температура начала кипения нефти, Т_н=305-30=275 К

М=52,629-0,246•275+0,001•275²=60,604 кг/кмоль

Газовую постоянную паров нефти находят по формуле

Rn=8314,6/M(3.6)

Rn = 8314,3 /60,604= 137,19 (Дж•кг)/К

Среднюю температуру нефти принимаем равной средней температуре воздуха

Т_п.ср.=Т_в.ср.=0,5·(Т ^max+T_в^min). (3.7)

Т_п.ср=0,5·(296,3+286,3)=291,3 К

Определяется теплопроводность нефти

лн = 156,6 Ч / с293 (1 - 0,00047 Ч Т п.ср. ). (3.8)

лн = 156,6 Ч /850(1 - 0,00047 Ч 291,3) = 0,1590 Вт/(м·К)

Находим удельную теплоемкость

Ср = * (762 + 3,39 Ч Тп.ср. ).(3.9)

Ср = * (762 + 3,39 Ч 291,3) = 1893,84 Дж/(кг·К)

Рассчитываем коэффициент температуропроводности

б = лн / (Ср Ч с) (3.10)

где с - плотность нефти при средней температуре

Т_п.ср. с = с₂₉₃ +о·(293 - Т_п.ср) (3.11)

где о - температурная поправка. Вычисляется по формуле

о = 1,825-0,001315·с₂₉₃(3.12)

о = 1,825-0,001315·850=0,707

с = 850 +0,707·(293 - 291,3)=851,202 кг/м³

б = 0,1590/ (1893,84 Ч851,202) = 9,86 Ч10^-8

Находим коэффициент m м²/ч.

m = . (3.13)

m = = 1066, 25

По рисунку (приложению А) находим среднее расчетное склонение солнца ц = 23,3є.

Для этого дня определяется интенсивность солнечной радиации

(3.14)

Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную и горизонтальную плоскости

F_в=D·Н_г (3.15)

F_в=28,5·5,41=154,25 м²

Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень

F₀=F_в·sin(ш-ц)+F_н·cos(ш-ц); (3.16)

F₀=154,25·sin(52,2-23,3)+637,62·cos(52,2-23,3)=632,86 м²

Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство

F=F_н+р·F_в. (3.17)

F=637,62+3,14·154,25=1121,96 м

Количество тепла, получаемое 1 м² стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации

q = е Ч( F0 Ч / F) io (3.18)

q = 0,25 Ч( 632,86/ 1121,96) Ч1053, 24 = 148,52 Дж/м3

По рисунку (Приложение Б) находим коэффициенты теплоотдачи в дневное время и по рисунку (Приложение В) находим коэффициенты теплоотдачи в ночное время

б_г = 2,07 Вт/(м²·К);

б_вл = 3,55 Вт/(м²·К);

б_р = 4,15 Вт/(м²·К);

б_вк = 4,3 Вт/(м²·К);

б'_р = 4,15 Вт/(м²·К);

б'_вл = 3,55 Вт/(м²·К);

б'_г = 2,33 Вт/(м²·К);

б_п = б'_п = 5,35 Вт/(м²·К);

б'_вк = 2,44 Вт/(м²·К),

где б_г и б'_г - коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

б_вл и б'_вл - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздух соответственно в дневное и ночное время лучеиспускания;

б_вк и б'_вк - то же - конвекцией;

б_в и б'_в - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время;

б_р и б'_р - коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара в нефтепродукту через газовое пространство в дневное и ночное время.

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи б_в и б'_в

б_в = б_вк + б_вл. (3.19)

б'_в = б'_вк + б'_вл (3.20)

б_в =4,3+3,55 = 7,85.

б'_в = 3,55+2,44 = 5,99 Вт/(м²·К).

Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формулам

(3.21)

(3.22)

б_ст.п. = =1121,96= 1,216 Вт/(м²·К).

где б_п и б'_п - соответственно коэффициенты теплоотдачи паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к по- верхности жидкости для дневного и ночного времени: б_п = б'_п =5,35 Вт/(м²·К).

Определяем избыточные температуры

ист.min = (3.23)

ивmin = Tвmin - Tп.ср. (3.24)

и_вmin = 286,3-291,3 = -5 К

ист.min= = -3,098 К

ист.max= (3.25)

ивmax = Tвmax - Tп.ср. (3.26)

и_вmax =296,3-291,3= 5 К.

ист.max= = 16, 44 К

иг.min= (3.26)

иг.min= = -1,34 К

иг.max= (3.27)

иг.max= = 6,78 К

Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара

Тг min=иг.min+Tп.ср. (3.28)

Тг max=иг.max+Tп.ср. (3.29)

Т_{г min}=291,3-1,34=289,96 К

Т_{г max}=291,3+6,78=298,08 К

Давление насыщенных паров бензина по Рейду P_R=37000 Па

Находим минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара

Pmin = P_R(3.30)

Vж = Ч Hвзл .(3.31)

Vж = Ч 37000 = 40232 Па

Находим температурный напор по рисунку (приложению Г) и, и = 7,5. Определяем почасовой рост концентрации в газовом пространстве резервуара

Сн = 1726 Ч= (3.32)

P_г = P_а + P_кд (3.33)

P_г = 37000+99591,53 = 101511,53 Па

С = 1726 = 0,161.

Определяем продолжительность выхода

ф_в=0,5·ф_дн+3 (3.34)

фдн= 2 /15arccos(-tgш Ч--tgj ). (3.35)

t дн=2 /15arccos( - tg52,2 Ч tg23,3) = 0,288

ф_в=0,5·14+3=3,144.

Находим минимальную и максимальную концентрации

Cmin = Р min / (Рa - Ркв)Ч100 %

C_max=C_ф·ф_в+C_min (3.37)

Cmin = 40232 / (99591,5 -160) 100%=40, 46 %

C_max=0,161·3,144+40,46=40,97 %.

Рассчитываем максимальное парциальное давление в газовом пространстве

Рmax = ((Ра+Ркд ) Ч Сmax .)/100 (3.38)

Рmax = ((37000 + 1920) Ч 40,97 )/100= 41588,13 Па

Находим среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси

у = ( pmax + pmin ) / (Rn Ч (Tг max + Tгmin )). (3.39)

у = (41588,13 + 40232) / (137,19--Ч (296,3 + 286,3)) = 1,01кг/м3

Объем вытесняемой паровоздушной смеси

?V = V г • ln (Pа?Pкв?Pmin • Tгmax) / (Pa+Pкд?Pmax)) (3.40)

?V=3450,95•ln ((37000 ? 160 ? 40232) / (37000 + 1920 ? 41588)=53,43 м³.

Потери бензина от «малых дыханий» за 1 сутки

G'_м.д.=у·ДV. (3.41)

G?_м.д.=1,01·53,43=54,19 кг.

Потери бензина от «малых дыханий» за месяц

G_м.д =G'_м.д·30. (3.42)

G_м.д=54,19·30=1625,67 кг.

3.2 Определение потерь от «больших дыханий»

Потери нефти и бензина от больших дыханий происходят при заполнении пустого резервуара. При наливе нефти в резервуар вся образовавшаяся паровоздушная смесь через дыхательный клапан выходит в атмосферу. При опорожнении резервуара в него через клапан поступает атмосферный воздух, который насыщается парами нефти, и при новом наливе процесс большого дыхания повторяется вновь[4].

Требуется определить потери при «большом дыхании». Закачка бензина в резервуар осуществляется с производительностью 1200 м³/ч от высоты взлива от 4 до 14,8 м. Закачке предшествовали откачка бензина в этот же день с высоты взлива от 15,7 до 4 м с производительностью 1200 м³/ч и простой резервуара в течение 8 часов. Резервуар оснащен девятью дыхательными клапанами КДС-1500 и приемо-раздаточным устройством с внутренним диаметром 200 мм.

Находим абсолютное давление в газовом пространстве в начале закачки

P₁ = P_a - в начале закачки днем;

P_г = P_a - P_к.в. - в начале закачки ночью

P₁ = 99591,5 Па;

P_г = 99591,5 - 160 = 99431,5 Па.

Находим отношение

Pг / T= P1./ T (3.40)

P1/ T = 99591,5 /291.3= 341,89

Находим плотность паров бензина по графику в приложении Д.

Таким образом, с = 2,69 кг/м³.

Определяем объем газового пространства перед закачкой нефтепродукта V_г

Vг = 3450,9 м³

Объем закачиваемого бензина

Vн = Q • фз,(3.41)

фз = 7482,04/1200 = 6,24 ч

Vн = 0,25 • р • D² • (Hвзл2 ? Hвзл1),

Vн = 0,25 • 3,14 • 28,5² • (15,73 ? 4) = 7482,04 м³

Находим величину газового пространства после закачки бензина

Hг1= Hр? Hвзл2+ Hк / 3, (3.42)

Hг1== 17,88 ? 15,73 + 1,2 /3 = 5,41 м

Находим ?С2 / Cs при = _пр

?С2 / Cs = 0,05 , по графику в приложении Е

Находим скорость выхода газовоздушной смеси через дыхательные клапаны

V = 4•Q / (3600•n•р•D2), (3.43)

Vв = 4 • 1200 / 3600 • 9 • 3,14 • 0,22= 1,18 м/с

Определяем ?С1 / (Сss•в) по графику в приложении Ж

?C1 / (Cs • фв) = 0,026

Находим среднюю относительную концентрацию

?С / Cs = Hг1 / Hг2+ ?С1 / Сs + ?C2 / Cs, (3.44)

?С / C_s = 5,41/9,5 + 0,26 + 0,05 = 0,99

Определяем давление P_s при T=T_пр по графику в приложении З Находим среднее парциальное давление паров нефтепродукта

Py =?C / Cs* p s, (3.45)

Py = 0,99 • 37000 = 36771 Па

Потери бензина от одного «большого дыхания» находим по формуле

G б.д. = (Vн -Vг ) ((P2?P1)/ (P2?Py)) (Py/ Р2) с (3.46)

Где P2 = Pа + Pк.д.

G_б.д. = (7482,04 ? 3450,9 ) ((101511 ? 99592)/ (101511 ? 36771) (36771/101511)2,69 = 7190,9 кг

3.3 Определение потерь от «обратного выдоха»

Определяем объем газового пространства после закачки нефтепродукта

(3.47)

где F_Н - площадь зеркала нефтепродукта.

Абсолютное давление в газовом пространстве

(3.48)

где Р_а - атмосферное давление.

По графику для определения давления насыщенных паров нефтепродукта определяем Р₈ при средней температуре нефтепродукта (Приложение З).

Р₈ = 37000 Па

Значение определяем по графику зависимость прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий при времени простоя (Приложение Е)

Скорость движения воздуха через дыхательные клапаны при откачке с производительностью Q находим по формуле

(3.49)

где D - диаметр резервуара;

Р - производительность при откачке.

По графику прирост относительной концентрации во время выкачки из резервуара (Приложение Ж) приближенно определяем

(3.50)

Находим среднее парциальное давление паров нефтепродуктов

(3.51)

Находим парциальное давление паров нефти

(3.52)

Вычисляем потери от «обратного выдоха»

Отрицательный результат расчета говорит о том, что при данных условиях потерь от «обратного выдоха» не будет.

4. Аварии в резервуарах

Более 70% оборудования, эксплуатирующегося в настоящее время в России, выработало свой ресурс (имеет срок эксплуатации 30-35 и более лет). Известно, что отказы и аварии любого оборудования происходят в начальный период эксплуатации (дефекты монтажа), затем следует период безаварийной работы, а после 15-20 лет эксплуатации количество отказов, аварийных ситуаций резко возрастает вследствие накопления повреждений, возникших при эксплуатации. Российская производственная база в целом приближается к этому рубежу.

Одними из наиболее опасных объектов были и остаются различные виды резервуаров: резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов; изотермические резервуары для хранения сжиженных газов и др. Причины этого заключаются в высокой взрывопожароопасности хранимых продуктов, больших размерах конструкций и связанной с этим большой длиной сварных швов, нарушениях правил строительства и эксплуатации и др.

В настоящее время в России и странах СНГ в эксплуатации находится более 40 тысяч вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров емкостью от 100 до 50000 м3 для хранения агрессивных химических веществ, нефтепродуктов и других жидкостей, более 2000 шаровых резервуаров емкостью от 600 до 2000 м3 для хранения сжатых и сжиженных газов под давлением и температуре окружающей среды, более 60 изотермических резервуаров емкостью от 5000 до 30000 м3 для хранения сжиженных газов при пониженных температурах.

С каждым годом количество аварий на резервуарах возрастает в связи с тем, что больший процент из них выработал свой проектный ресурс. Износ эксплуатируемых вертикальных стальных резервуаров (РВС) составляет 60-80%. В системе трубопроводного транспорта, например, более 3000 РВС находятся в эксплуатации более 50 лет, свыше 1000 РВС - от 40 до 50 лет.

Практически каждый из них представляет собой объект повышенной опасности для персонала предприятий, населения, соседних сооружений и окружающей среды.