Подбор приводящих насосы двигателей

Подбор двигателей для привода насосов 10НД-10*2 будем осуществлять по мощности и частоте вращения вала насоса при максимально возможной производительности. Мощность определим по формуле(7.6.):

 

где k_з –­ коэффициент запаса, равный;

ρ –­ плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

Q –­ максимально возможная производительность насоса, Qmax =700 м³/ч = 0,194 м³/с;

Н –­ напор при максимальной производительности, Н = 290 м;

η –­ КПД насоса при максимальной производительности, η = 0,84;

η_Д –­ КПД двигателя (для электродвигателей равен 0,95).

 

Для перекачки дизельного топлива Д_з:

ρ_-40 = 886,67кг/м³; Qmax = 700 м³/ч = 0,194 м³/с; Н =290 м

кВт.

Для перекачки дизельного топлива Дл:

ρ_-40 = 877,66 кг/м³; Qmax = 700 м³/ч = 0,194 м³/с; Н = 290 м

кВт.

Выбираем электродвигатель асинхронный трехфазный с короткозамкнутым ротором серии А4 предназначенный для привода механизмов, не требующих регулирования частоты вращения (насосы, вентиляторы, дымососы и др.) типа А4 85/49 -4У38001500 с мощностью 800 кВт и частотой 1500 об/мин.

 

 

8. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

 

Механический расчет технологических трубопроводов производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева.

В редких случаях производится расчет трубопроводов на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, (которых в нефтебазовых трубопроводах практически не бывает). Но в любом случае проведем проверочный расчет толщины стенки трубы. Толщина стенки технологических трубопроводов определяется по формуле [4]:

,

(8.1)

где – коэффициент надежности по нагрузке;

– внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа;

– наружный диаметр, м;

– первое расчетное сопротивление материала труб, МПа.

Обычно на нефтебазах давление не превышает 16 кгс/см², т. е. р=1,631 МПа.

Коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению) (по СНиП 2.05.06 - 85*).

Первое расчетное сопротивление материала R₁ определяется по следующей формуле:

,

(8.2)

где – первое нормативное сопротивление, соответствующее пределу прочности материала труб, МПа;

– коэффициент условия работы трубопроводов, и т.к. все технологические трубопроводы относятся к высшей категории, то ;

– коэффициент надежности по материалу (k₁=1,55 для бесшовных труб);

– коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от диаметра труб, принимаем равным 1,0.

Обычно толщина стенки, полученная по формуле, значительно меньше минимальной толщины труб данного диаметра, выпускаемых заводами-изготовителями. Поэтому расчет трубопровода на прочность обычно не производится, диаметр трубопровода определяется из гидравлического расчета, а толщина стенки принимается минимальной для данного диаметра.

На проектируемой нефтебазе в качестве материала труб используется сталь

 

 

10Г2. Согласно ее механическим характеристикам: . Тогда:

.

Для определения толщины стенки зададимся максимальным диаметром трубопровода, который используется на нефтебазе: .

.

В результате получили, что для обеспечения надежной работы трубопровода необходима толщина стенки металла труб равная 1,8 мм. А так как минимальная толщина стенки трубы соответствует 6 мм, то гарантированно выполняется условие надежной работы всех технологических трубопроводов, связанных с перекачкой дизельного топлива Д_з и Дл.

 

9. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ «БОЛЬШИХ ДЫХАНИЙ»

Потери от «больших дыханий» - это потери от испарения при

вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров

и транспортных емкостей в атмосферу вследствие заполнения резервуара

нефтепродуктом.

Выполним расчет потерь от «больших дыханий» для Дз при

максимальной температуре окружающего воздуха (+34°С).

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно

«большое дыхание» определяется по формуле:

, (9.1)

где V_б – объем закаченного в резервуар нефтепродукта, м³;

V₁ – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта, м³;

р₂ – абсолютное давление в газовом пространстве в конечный момент времени закачки, Па;

р₁ – абсолютное давление в газовом пространстве в начальный момент времени закачки, Па;

р_s – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре поверхности резервуара (при +34°С р_s = 50,88 кПа = 50880 Па);з

М_б – молекулярный вес бензиновых паров, кг/моль;

Т – средняя температура в газовом пространстве резервуара, К;

R – универсальная газовая постоянная.

Абсолютные давления в газовом пространстве в конечный и начальный моменты времени закачки определяются по формулам:

р₁ = р_а + р_к.в , (9.2)

р₂ = р_а + р_к.д, (9.3)

где р_а – атмосферное (барометрическое) давление, принимаем р_а = 0,1 МПа;

р_{к.в .}, р_{к.д .} – вакуум и избыточное давление в резервуаре, при которых срабатывает дыхательный клапан.

Выбираем дыхательный клапан КДС-1000 с р_к.д = 2000 Па и р_к.в = 250 Па.

р₁ =100000+250=100250 Па,

р₂ =100000+2000=102000 Па,

 

Молекулярный вес бензиновых паров определяется по формуле

М _б =60+0,3· t_н.к +0,001· t²_н.к , (9.4)

где t_н.к – температура начала кипения дизельной фракции, равная 190°С.

 

М _б =60+0,3· 190 +0,001· 190² =153,1кг/моль

Средняя температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле:

(9.5)

где Т_В – температура воздуха в данный момент времени, К;

ΔТ_В – среднее изменение температуры воздуха, К. Принимаем, что температура постоянна, следовательно, ΔТ_В =0 К.

ΔТ_Г – среднее изменение температуры газового пространства, К. Аналогично принимаем ΔТ_Г =0 К.

°С = 303 К

Объем закаченного в резервуар нефтепродукта с учетом коэффициента заполнения, принимаемого равным 0,9 равен V_б = 0,9· V₁ = 0,9·2150 = 1935 м³ и 0,9·3370=3033м³

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое дыхание» равна: =5703,6 кг.

 

Таким образом потери от одного «большого дыхания» из одного резервуара для Дл при максимальной температуре воздуха равны 5703,7 кг.

=8940,1 кг.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Эксплуатация нефтебаз. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. М., Недра, 1975

2. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов/ С.Г. Едигаров и др – М.: Недра, 1982

3. СНиП 2.01.07-85^*. Воздействия и нагрузки

4. СНиП 2.05.06-85^*. Магистральные трубопроводы.

5. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

6. СНиП 23-11-99. Строительная климатология.

7. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие./ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова – СПб.: Недра, 2004.

8. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учеб. пособие для вузов. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. М., Недра, 1981

9. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине «Проектирование и эксплуатация нефтебаз» для студентов специальности – 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» дневной и заочных форм обучения (часть I,II).Земенков Ю.Д., профессор, д.т.н., Маркова Л.М., доцент, к.т.н, Бабичев Д.А., ассистент

 

 

Приложение 1

 

 

Рис. П.1. Компоновка резервуарного парка.