Расчет коэффициента сопротивления регулировочного крана

Определим коэффициент сопротивления крана, при котором расход жидкости в системе уменьшается на 20 %.

Решение задачи заключается в вычислении коэффициента сопротивления крана. Затем из приложения можно определить степень его открытия.

1). Определяем необходимый расход жидкости в системе и отмечаем на характеристике насоса новую рабочую точку при расходе = 29,6×10^-3 м³/с.

 

 

Приложения

Значения усредненных коэффициентов местных сопротивлений x

( квадратичная зона )

Сопротивление	Конструктивные параметры	x
Вход в трубу	с острыми кромками выступающий внутрь резервуара	0,5 1,0
Резкое расширение	dD	(1-d^2/D^2)^2
Выход из трубы		1,0
Угольник с углом поворота	45° 90°	0,44 1,32
Колено плавное	90°	0,23
Шаровой клапан		45,0
Вентиль обычный		4,0
Приемная коробка трубы с клапаном и сеткой при dтр, мм		8,5 7,0 6,0 5,2 3,7
Задвижка при nзадв=a/d	0,75 0,5 0,4 0,3 0,2	0,15 0,2 2,0 4,6 10,0 35,0
Кран пробковый		0,4
Фильтры для нефтепродуктов	светлый темный	1,7 2,2
Диафрагма с острыми кромками при n=wотв/wтр	0,4 0,5 0,6 0,7	0,97

Емкость резервуара	Коэффициент использования емкости в зависимости от типа
	без понтона	с понтоном	с плавающей крышей
До 5000 м^3 вкл.	0,85	0,81	0,80
от 10000 до 30000 м^3	0,88	0,84	0,83

 

Средние температурные поправки, плотность и коэффициент объемного расширения для нефтепродуктов

Плотность ρ293, кг/м^3	Темпера- турная поправка ξ, кг/(м^3 К)	Коэффициент объемного расширения β,1/К	Плотность ρ293, кг/м^3	Темпера- турная поправка ξ, кг/(м^3 К)	Коэффициент объемного расширения β,1/К
700-709	0,897	0,001263	890-899	0,647	0,000722
710-719	0,884	0,001227	900-909	0,638	0,000699
720-729	0,870	0,001193	910-919	0,620	0,000677
730-739	0,857	0,001160	920-929	0,607	0,000656
740-749 750-759	0,844 0,831	0,001128 0,001098	930-939 940-949	0,594 0,581	0,000635 0,000615
760-769	0,818	0,001068	950-959	0,567	0,000594
770-779	0,805	0,001039	960-969	0,554	0,000574
780-789	0,792	0,001010	970-979	0,541	0,000555
790-799	0,778	0,000981	980-989	0,528	0,000536
800-809	0,765	0,000952	990-999	0,515	0,000518
810-819	0,752	0,000924	1000-1009	0,502	0,000499
820-829	0,738	0,000896	1010-1019	0,489	0,000482
830-839	0,725	0,000868	1020- 1029	0,476	0,000464
840-849	0,712	0,000841	1030-1039	0,463	0,000447
850-859	0,699	0,000818	1040-1049	0,450	0,000431
860-869	0,686	0,000793	1050-1059	0,437	0,000414
870-879	0,673	0,000769	1060-1069	0,424	0,000398
880-889	0,660	0,000746	1070-1079	0,411	0,000382

 

Свойства некоторых нефтепродуктов

Нефть и нефтепро-дукты	Плотность,кг/м^3при 20^0С	Кинематическая вязкость, м^2/с·10^4 при температуре, К	Температура застывания	Содержа­ние, %
										серы	Парафина
Керосин		0,05	-	0,0328	-	0,0250	-						0,5
Дизельное топливо:								-	-	-	-		0,5	-
ДЗ		0,07	-	0,05	0,031	-	-	-	-	-	-
ДЛ		0,08	-	0,06	0,050	0,045	0,042	-	-	-	-
ДА		0,05	-	0,03	0,027	0,025	0,024	-	-	-	-
Мазут:
флотский Ф-5		-	-	-	-	-	-	-	-	0,05	0,035		0,45	-
флотский Ф-12		-	-	-	-	-	-	-	-	0,0443	0,0304		0,41	-
М-40		-	-	-	8,5			1,2	0,7	0,577	0,300		3,4	-
М-100		-	-	-	-			3,6	1,6	1,205	0,451	293-298	3,6	-
М-200		-	-	-	-			5,8		1,629	0,618	301-308	4,5	-
Бензин авиационный
Б-70		0,0085	-	0,007	-	0,0056	-	0,0046	-	-	-	-	-	-
Бензины автомобильные:
А-72 (л)		0,0067	-	0,0061	0,0055	0,0051	-	-	-	-		-	-	-
А-76 (л)		0,0064	-	0,0058	0,0052	0,0047	-	-	-	-	-	-	-	-
АИ-93		0,0070	-	0,0063	0,0057	0,0053	-	-	-	-	-	-	-	-
Реактивное топливо:
Т-1		0,0210	-	0,0183	-	0,0134	-	0,0105	—	0,0085		—	—	—
ТС-1		-	-	0,0125	-	—	-		—	—	—	—	—	—
Т-2		-	-	0,0105	-	-	-	—	—	—	—	—	—	—
Т-5		0.0503	-	0,0388	-	0,024.5	-	0,0126	-	0,0126	—	—
!-Т-8---		-	-	0,0145	-	-	-		—	—	—	—	_	—
Котельное топливо		-	-	-	-	-	-	-	-	0,0443	0,0304	-	-	-
Индустриальные масла:
ИС-12		-.	-	-	-	-	0,126	-	-	-	-	0,0364	-	-
ИС-20		-	-	0,7130	-	-	0,182	-	-	-	-	0,0484	-	-
ИС-45		-	-	2,2900	-	-	0,423	-	-	-	-	0,0812	-	-
ИС-20с		-	-	7,6000	-	-	1,524	-	-	-	-	0,2080	-	-
Трансформатор-ное масло		-	-	0,287	-	-	0,090	-	-	-	-	0,030	-	-
Масло для гидравлических систем
(ATM- 10)	835,6	-	-	0,218	-	-	0,105	-	-	-	-	0,047	-	-
Веретенное АУ	848,6	-	-	0,4725	-	-	0,1276	0,0362	-	-	-		-	-
Турбинное 22 (л)	896,4	-	-	1,0000	-	-	0,218	0,0598	-	-	-	-	-	-
Турбинное 30 (Ут)	-	-	-	1,6100	-	-	0,300	0,0649	-	-	-	-	-	-
Масло моторное:
МК-20		-	-	-	-	-	1,6100	-	-	-	-	0,2200	-	-
МС-20		-	-	13,000	-	-	1,5940	-	-	-	-	0,2160	-	-
АК-10	922,7	-	-	14,200	-	-	0,5500	-	-	-	-	0,1070	-	-
ДС-8		-	-	-	-	-	0,4200	-	-	-	-	0,0813	-	-

Охрана труда и экологическая безопасность.

Зачистка резервуаров.

1. Резервуары согласно ГОСТ 1510 должны подвергаться периодической зачистке:

- не реже двух раз в год - для реактивных топлив (топлив для реактивных двигателей). Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не реже одного раза в год;

- не реже одного раза в два года - для автомобильных бензинов, дизельных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Степень чистоты должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Резервуары зачищают также при необходимости:

- смены сорта нефтепродуктов;

- освобождения от пирофорных отложений, осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

- очередных или внеочередных ремонтов, реконструкции, проведения комплексной дефектоскопии.

Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением ОАО.

2. В зависимости от назначения зачистки предъявляются различные требования к чистоте внутренней поверхности и газового пространства резервуара.Объем выполняемых работ при зачистке зависит от цели зачистки.

Периодическая зачистка резервуара по ГОСТ 1510, зачистка для смены вида нефтепродукта и нивелировки днища относятся к работам по техническому обслуживанию резервуара. Зачистка резервуара для полного технического обследования, подготовки его к огневым (ремонтным) работам относятся к работам по текущему или капитальному ремонту резервуара.

3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров должны осуществляться в соответствии с нормативными документами.

На зачистку резервуара составляется проект производства работ, предусматривающий порядок проведения и технологию зачистных работ, который должен содержать следующие разделы:

- подготовка резервуара к проведению работ по зачистке;

- схемы обвязки и установки оборудования (размеры воздуховодов, газоотводных труб и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации);

- порядок вывода резервуара из эксплуатации под зачистку;

- порядок проведения зачистки;

- требования к качеству зачистки;

- требования к применяемой технике, оборудованию, инструменту, приспособлениям, схемы их размещения;

- мероприятия промышленной, пожарной, экологической безопасности и охраны труда при проведении зачистных работ.

Проект ПР утверждается главным инженером ОАО (ПО) и согласовывается пожарной охраной объекта.

4. Работы по зачистке резервуаров выполняются ремонтными подразделениями эксплуатирующей организации или специализированными предприятиями, имеющими право на проведение данных работ.

5. На период работ по зачистке резервуара приказом предприятия назначаются ответственные за подготовку и проведение зачистки резервуаров с целью:

- руководства и обеспечения безопасных условий труда, если зачистка выполняется эксплуатирующей организацией;

- контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте и решения организационных вопросов, при привлечении к зачистке специализированной организации.

6. К работам по зачистке резервуаров допускаются работники мужского пола, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, годные по состоянию здоровья к выполнению данных работ, прошедшие проверку знаний требований охраны труда, все виды инструктажей и знающие технологию зачистки.

7. К зачистке резервуаров приступают после оформления наряд-допуска на проведение газоопасных работ в соответствии с нормативными документами.

8. Технологический процесс зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов включает следующие операции:

- подготовительные работы;

- удаление минимального технологического остатка;

- предварительная дегазация для приведения газовоздушной среды в резервуаре во взрывобезопасное состояние;

- мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

- дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

- удаление донных отложений;

- доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки;

- утилизация отложений.

9. Необходимость включения в технологический процесс той или иной операции определяется в подготовительном периоде зачистки с учетом конструкции резервуаров, физико-химических свойств нефтепродуктов, объема и свойств донных отложений, цели зачистки

10. Резервуар, на котором выполняются очистные работы, должен быть отключен от действующих коммуникаций, обесточен, освобожден от нефтепродукта и отглушен заглушками с хвостовиком с установкой диэлектрических прокладок со стороны возможного поступления нефтепродукта

Установка и снятие заглушек производится под руководством лица, ответственного за безопасную подготовку резервуара к зачистным работам.

Работы по установке заглушек производятся после отключения СКЗ и проверки герметичности технологических задвижек. Заглушки должны быть изготовлены из металла определенной толщиной, и иметь «хвостовики» с выбитым на них номером и величиной допустимого давления в трубопроводе. Места установки заглушки должны быть обозначены на схеме установки заглушек, прилагаемой к наряду-допуску, и зарегистрированы в «Журнале учета установки и снятия заглушки».

11. Приведение резервуара в безопасное состояние обеспечивается его дегазацией до содержания паров нефтепродуктов в газовом пространстве в соответствии с требованиями ВППБ 01-03-96 [13].

12. Дегазация резервуара может осуществляться с помощью естественной или принудительной вентиляции, пропаркой или другими способами.

Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом пространстве более 2 г/м3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров углеводородов в резервуаре не более 2 г/м3.

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

Принудительная приточная вентиляция осуществляется подачей в резервуар воздуха или пара. При снижении концентрации паров нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре ниже 0,5 НКПР допускается принудительная вытяжная вентиляция.

При наличии пара дегазацию резервуара рекомендуется проводить пароэжекторами. Резервуары следует пропаривать при открытых световых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже плюс 78 °С (за исключением резервуаров с синтетическими понтонами).

При всех применяемых методах дегазации концентрация вредных веществ в атмосфере в обваловании и за его пределами не должна превышать максимальной предельно допустимой концентрации.

В процессе очистки резервуара ведется периодический контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве и в обваловании. Для приведения резервуара (технологического оборудования) в безопасное состояние при проведении огневых ремонтных работ, его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88, СО 05-06-АКТНП-002-006.

13. Применяемое при очистке электрооборудование должно отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

 

- обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

- быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

14. Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефтепродуктов.

15. Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора, органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

16. После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по соответствующей форме.

Список использованной литературы

1. Дмитриев А.В., Латыпов Д.Н., ЗиннатуллинН.Х.«Выбор маркировки и

условные обозначения насосов»,Учебное пособие

2. Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт

нефтепродуктов. – М.: Недра, 1999. – 267 с.

3. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные

нормы. – М.: ГУП ЦПП, 2007. – 41 с.

4. Типовые расчеты по проектированию и эксплуатации нефтебаз и

нефтепроводов: учеб.пособие для ВУЗов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов,

А. А. Коршак и др. – Уфа: Дизайн – Полиграф Сервис, 2002. – 658 с.

5. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учеб.

пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др.; под ред. Л. И.

Быкова. – Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с.