Расчет Автозаправочной станции

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время рынок Автомобильных Заправочных Станций (АЗС) - это одна из перспективных и постоянно развивающихся отраслей предпринимательства России и всего мира.

Сегодня рынок автозаправочных станций в России продолжает развиваться. Если в Москве и ближайшем Подмосковье сеть заправочных станций в основном сформировалась (в Москве и области сегодня порядка 1600 автозаправочных станций) и можно ожидать их технического совершенствования и расширения функциональности, то в других регионах России, в том числе и Татарстан, процесс формирования разветвленной сети станций еще в процессе становления. Конкуренция в бензиновом бизнесе весьма острая, но строительство АЗС с каждым годом продолжает расти и этому способствует ряд предпосылок. Огромная территория Российской Федерации, требует развития и укрепления транспортной сети дорог для наращивания транспортных потоков.

Кроме того следует отметить, что большое количество АЗС основано на автобензине и дизельном топливе, но в последнее время в России увеличивается доля автомобилей работающих на газе. Применение сжиженного углеводородного газа (пропан-бутан) в качестве моторного топлива позволяет улучшить экологические характеристики автомобильного транспорта, что особенно важно для крупных городов. Кроме того, стоимость СУГ в два раза ниже стоимости бензина АИ-95, что обуславливает рост популярности автомобилей потребляющий данный вид топлива. В связи с этим, некоторые участники рынка делают ставку на установку газозаправочного оборудования и предоставления услуг по установке на автомобили газобаллонного оборудования. В таком случае речь идет уже о Многотопливном Автозаправочном Комплексе.

  1. ТЕХНОЛОГИЧЕКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика участка

Климатические условия площадки строительства характеризуются следующими данными

- участок располагается во втором климатическом районе, первом подрайоне;

- скоростной напор ветра – 0,3 кПа;

- расчетный вес снегового покрова – 3,2 кПа;

- расчетная зимняя температура зимнего воздуха – минус 33°С.

Площадка строительства расположена на юго-востоке Татарстана (территория центра Восточного Закамья). Район связан с населенными пунктами железнодорожным и автомобильным транспортом.

В орографическом отношении район исследований представляет собой самое возвышенное место Бугульминско – Белебеевское плато.

В рельефе территории четко выделяется ярусность или супенчатость как в долинах рек, так и на водоразделах.

Климат района умеренно-континентальный, иногда жарким летом и умеренно холодной зимой. Зимние температуры здесь могут достигать -48°С при средней температуре января -14,2°С, а летнее до 40°С тепла, при средней температуре июля +18,7°С. Среднегодовое количество осадков – 460 мм. Высота снежного покрова зимой достигает 0,5 – 0,6м.

Основанием для фундамента служит щебень известняка. Гидрогеологический участок изысканий характеризуется отсутствием подземных вод на глубине 6м. По данным анализа грунты не обладают агрессивными свойствами по отношению к бетонным и железобетонным конструкциям.

1.2 Исходные данные проекта

Разделом технологической части проекта предусмотрено: построение генерального плана участка, принципиальной схемы работы АЗС, технологической обвязки оборудования для жидкого моторного топлива и сжиженного углеводородного газа, трубопроводы наружной обвязки и план прокладки трубопроводов, подбор емкостей для хранения и выдачи ЖМТ и СУГ, насосов, вида топливораздаточных колонок.

В качестве исходного материала использованы:

пропускная способность участка выдачи ЖМТ;

пропускная способность участка выдачи СУГ;

годовой объем реализации топлива на АЗС;

объем хранимого топлива на АЗС;

число топливо-раздаточных колонок.

  1. Классификация и назначение АЗС

Автозаправочная станция – комплекс зданий, сооружений и оборудования, ограниченный участком площадки и предназначенный для заправки транспортных средств моторным топливом.

По количеству оказываемых услуг АЗС подразделяются на собственно заправочные станции, осуществляющие только заправку автотранспорта топливом и маслами, и автозаправочные комплексы, на которых помимо заправки автотранспорта топливом и маслами осуществляется его техническое обслуживание, мойка, расположены магазин, кафе, ресторан.

Принята следующая классификация АЗС:

а) традиционная автозаправочная станция – АЗС с подземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая схема которой характеризуется разнесением резервуаров и топливораздаточных колонок (ТРК);

б) блочная автозаправочная станция - АЗС с подземным расположением

резервуаров для хранения топлива, технологическая схема которой характеризуется размещением ТРК над блоком хранения топлива, выполненным как единое заводское изделие;

в) модульная заправочная станция – АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая схема которой характеризуется разнесением ТРК и контейнера хранения топлива, выполненного как единое заводское изделие;

г) передвижная автозаправочная станция – АЗС, предназначенная для розничной продажи топлива, мобильная технологическая система которой установлена на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и выполнена как единое заводское изделие;

д) контейнерная автозаправочная станция – АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется размещением ТРК в контейнере хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие.

е) автомобильная газозаправочная станция – АЗС, на территории которой предусмотрена заправка баллонов топливной системы: грузовых, специальных и легковых автомобилей сжатым природным газом, используемым в качестве их моторного топлива.

ж) многотопливная автозаправочная станция – АЗС на территории которой предусмотрена заправка транспортных средств несколькими видами топлива, среди которых допускается жидкое моторное топливо (бензин, керосин), сжиженный газ (сжиженный пропан-бутан) и сжатый природный газ.

  1. Планировочные решения размещения сооружений и оборудования АЗС

Автозаправочная станция располагается преимущественно с подветренной стороны ветров преобладающего направления (по годовой «розе ветров») вне населенного пункта[10].

Планировка автозаправочной станции осуществляется с учетом размещения на ее территории зданий и сооружений из условия рационального размещения инженерных коммуникаций, с условием полного исключения возможности растекания аварийных проливов топлива как на территории АЗС, так и за ее пределы. На въезде и выезде с территории выполнены пологие участки высотой 0,3м и дренажные лотки, отводящие атмосферные осадки, загрязненные нефтепродуктами, в очистные сооружения.

При проектировании многотопливной АЗС учитываются минимальные расстояния до объектов к ней не относящихся в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1 – Минимальные расстояния от АЗС до объектов к ней не относящихся

Наименование объектов, до которых определяется расстояние

Расстояние,м

(с учетом СУГ)

Производственные, складские

и административно-бытовые здания и сооружения

промышленных предприятий

40

Лесные массивы хвойных и смешанных пород

50

Лесные массивы лиственных пород

25

Жилые и общественные здания

60

Места массового пребывания людей

60

Автомобильные дороги общей сети I, II и III категории

25

Автомобильные дороги общей сети IV и V категории

20

Железные дороги общей сети

40

Очистные канализационные сооружения и насосные станции, не относящиеся к АЗС

60

Склады лесных материалов, торфа, волокнистых горючих веществ, сена, соломы, а также участки открытого залегания торфа

50

Так же при проектировании особое внимание уделяется расстоянию между зданиями и сооружениями АЗС: от стенок резервуаров для хранения топлива и аварийных резервуаров, наземного и надземного оборудования, в котором обращается топливо и его пары, корпуса ТРК и раздаточных колонок СУГ, границ площадок для автоцистерны и технологических колодцев, от стенок технологического оборудования очистных сооружений, от границ площадок для стоянки транспортных средств и от наружных стен и конструкций зданий АЗС.

Схема генерального плана АЗС предусматривает одностороннее движение автомобилей, при этом въезд и выезд разносторонние. Так же учитываются:

- возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двухсторонним расположением топливных баков;

- независимый подъезд автотранспортных средств к колонкам;

- минимальная протяженность коммуникаций топлива;

- оптимальные радиусы поворота для автотранспорта.

Принципиальная технологическая схема АЗС представлена на рисунке 1.

Топливо на АЗС завозится бензовозами и сливается через герметичные быстроразъемные муфты и фильтры. Сливные устройства установлены на специальной площадке. Сливные трубопроводы прокладываются подземно с

уклоном в сторону резервуаров. Для обеспечения слива бензина без его перелива на территории АЗС предусмотрен аварийный резервуар, объем

которого должен быть не менее, чем на 10% превышать объем используемых для завоза топлива автоцистерн. Аварийный резервуар оснащается тем же оборудованием, что и резервуары для топлив.

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема АЗС

1 - резервуар для приема и хранения топлива; 2 - резервуар для сбора аварийных проливов; 3 - ТРК; 4 - сливная ванна; 5 – дыхательный клапан; 6 – огневой предохранитель; 7 – линия наполнении резервуаров; 8 – линия выдачи; 9 – линия рециркуляции.

  1. Технологическое оборудование АЗС

К основному технологическому оборудованию относятся резервуары и резервуарное оборудование, ТРК с аппаратурой управления и контроля, технологические трубопроводы (рисунок 2).

Рисунок 2- Схема установки технологического оборудования АЗС.

1-топливораздаточная колонка (ТРК),2 - фланец, 3 - трубопровод подачи топлива, 4 - задвижка для нефтепродуктов, 5 - огневой предохранитель, 6 -клапан приемный, 7- замерный трубопровод, 8 - люк замерный, 9 - клапан дыхательный совмещенный, 10 – уровнемер, 11 - трубопровод налива, 12 - огневой предохранитель, 13 - электромагнитный клапан отсечки, 14 - фильтр грубой очистки, 15 - муфта сливная, 16 - сливной колодец, 17 - технологическая шахта, 18 - вентиляционная решетка, 19 - железобетонный колодец, 20 – ложемент, 21 - резервуар одностенный.

  1. Производственные операции на АЗС

К основным производственным операциям, выполняемым на АЗС, относят: прием, хранение, отпуск, замер и учет нефтепродуктов, оформление товарно-транспортной документации

1.6.1 Прием нефтепродуктов

Доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется автомобильным или, в редких случаях, железнодорожным и трубопроводным транспортом.

Перед началом слива нефтепродуктов оператор обязан:

- убедиться в исправности технологического оборудования и трубопроводов;

- убедиться в исправности резервуара и правильности переключения запорной арматуры, соответствии полученного нефтепродукта продукту, находящемуся в резервуаре, в который он будет слит;

- прекратить заправку машин из резервуара до окончания слива в него нефтепродукта из цистерны;

- измерить уровень и температуру нефтепродукта в резервуаре;

- убедиться в наличии и исправности средств пожаротушения, правильности заземления автоцистерны и исправности ее сливного устройства;

- принять меры по предотвращению разлива нефтепродукта;

- убедиться, что двигатель автоцистерны выключен (при сливе самотеком или насосом АЗС);

- проверить уровень заполнения до планки и убедиться в отсутствии воды с помощью водочувствительной ленты перед сливом нефтепродукта из цистерны, если цистерна не опломбирована;

- отобрать пробу из цистерны и измерить температуру нефтепродукта в ней.

Перед сливом нефтепродукта в резервуар отбирают пробу из отстойника автоцистерны на наличие воды и механических примесей в нефтепродукте. Проба берется в стеклянную тару, к которой прикрепляется табличка с указанием номера АЗС, марки нефтепродукта, номера товарно-транспортной накладной, номер автоцистерны.

В опломбированных автоцистернах подтоварную воду не проверяют, а проверяют сохранность пломб.

В автомобильной цистерне, не имеющей посантиметровой градуировочной таблицы, уровень нефтепродукта не замеряется, а объем определяется по паспорту цистерны полноте её заполнения. Цистерна должна быть заполнена по планку (на горловине цистерны приваривается планка, указывающая уровень наполнения цистерны) При отклонении уровня бензина в автоцистерне от планки (контрольной риски), например, из-за колебания температуры нефтепродукта в пути, измерение объема нефтепродукта в пределах горловины цистерны следует определять с учетом коэффициентов объемного расширения.

Правилами защиты от статического электричества предусматривается заземление автоцистерны перед сливом из нее нефтепродуктов. Из-за опасности искрообразования при подсоединении «заряженной» автоцистерны

к заземляющему устройству заземление необходимо выполнять вне взрывоопасной зоны медным проводом, причем его сначала необходимо присоединить к автоцистерне, а затем к специальному выводу заземляющего контура АЗС с помощью болтового зажима.

При сливе нефтепродукта самотеком или насосом АЗС двигатель автоцистерны должен быть выключен автотранспортное средство поставлeно на тормоз, водитель не должен находиться в кабине автомобиля.

Во время слива не допускается движение автотранспорта на расстоянии менее 8 м от сливных муфт резервуаров.

1.6.2 Хранение нефтепродуктов

Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах. Время хранения нефтепродуктов на АЗС не установлено, т.е. завоз топлива производится по мере его реализации.

Все изменения о расположение резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главным инженером предприятия, которому подчиняется АЗС и вносится в технологическую схему АЗС.

Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

1.6.3 Отпуск нефтепродуктов

Заправка автомобилей и других транспортных средств производится через топливораздаточные колонки.

На АЗС при отпуске нефтепродукта, обязаны:

- следить за исправностью и нормальной работой колонок;

- требовать от водителя заправляемого транспорта наблюдения заходом заправки, не допуская переливов нефтепродуктов и нарушения правил пожарной безопасности на АЗС;

- определять ежемесячно погрешность работы колонок с помощью образцовых мерников 2 разряда; фактическую относительную погрешность колонок (в процентах) записывать, в сменном отчете в графе «погрешность колонки», со знаком «+», если колонка недодает нефтепродукт (разность показаний дозы по счетному ycтpoйству и по шкале на горловине мерника положительна), и со знаком «-» если колонка «передает» нефтепродукт.

- поддерживать чистоту на территории и внутри помещения АЗС.

Поверка топливораздаточных колонок проводиться в соответствии с существующими нормативными документами. Колонки, не удовлетворяющие требования указанных нормативных документов, к эксплуатации не допускаются.

  1. Участок выдачи ЖМТ на МАЗС М-5 Урал 1265 км

1.7.1 Технологические решения участка выдачи ЖМТ

Участок выдачи ЖМТ проектируемой МАЗС предназначен для заправки легкового и грузового автотранспорта шестью видами жидкого моторного топлива: Аи-95, Аи-92, Аи-80, ДТ, ДТ-Евро, ДЗП. Производительность участка выдачи ЖМТ – 200 заправок в сутки, режим работы - круглосуточный.

Основные технологические показатели участка выдачи ЖМТ проектируемой МАЗС сведены в таблицу 2.

Основные технологические решения для участка выдачи ЖМТ:

- хранение жидкого топлива осуществляется в трех двустенных резервуарах: V1=40 м3 (20+20), V2= 50 м3 (30+20) и V3= 40 м3 (25+15).

- слив топлива из автоцистерн (АЦ) в резервуары хранения осуществляется самотеком через узел слива, оснащенный сливной муфтой, сетчатым фильтром и огнепреградителем;

- слив топлива производится с рециркуляцией паров из резервуара в АЦ и с автоматическим прекращением слива при достижении заданного уровня (95% объема емкости) при помощи клапана перекрытия, расположенного на линии наполнения емкости;

- линия раздачи принята напорная. Продуктовые топливораздаточные колонки (ТРК, 4 шт.) приняты фирмы «GILBARCO VEEDER-ROOT» следующих моделей: SK 700-II OR 6/0/6 E DК VRS DР с дизелем (1 шт.) производительностью 6х40 л/мин, SK 700-II OR 4/0/4 E VRS DР (1 шт.), производительностью 4х40 л/мин и SK 700-II OR 4/0/4 E MS VRS DР (2 шт.), производительностью 4х70 л/мин;

- колонки обеспечены предохранительными расцепителями на раздаточных шлангах и раздаточными кранами-пистолетами с датчиками заполнения бака клиента;

- измерение уровня хранимого топлива обеспечивается уровнемером «Струна-М» с выводом информации на компьютер диспетчера, а также при помощи метрштока;

- проектом предусмотрено устройство УЗА-4 для заземления АЦ при сливе топлива;

- для сбора возможных проливов топлива при сливе из АЦ предусмотрен аварийный резервуар V=10м3;

- на всех линиях слива, раздачи, рециркуляции и деаэрации паров установлены огнепреградители;

- для исключения выбросов паровоздушной смеси топлива в атмосферу при сливных операциях из АЦ применена линия рециркуляции паров по схеме «Резервуар-АЦ» и линия возврата паров «ТРК-Резервуар»;

- контроль герметичности межстенного пространства двустенных резервуаров принят по уровню тосола в расширительных бачках, расположенных в технологических шахтах резервуаров (рабочий агент – тосол);

- подземные топливопроводы, сливные трубопроводы и линия газовозврата приняты гибкими, полиэтиленовыми (подающие топливопроводы и газовозврат от ТРК – двустенные) производства фирмы PetroTechik, Великобритания, имеющие сертификат соответствия Госстандарта России;

- стальные трубопроводы приняты бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8732-78*.

Таблица 2 – Технологические показатели участка выдачи ЖМТ

№ п/п

Наименование показателей

Ед. изм.

Показатели

Примечание

1.

Пропускная способность АЗС:

в час «пик»

авт/час

93

в сутки

авт/сут

200

в год

авт/год

40000

2.

Годовой объем реализации топлива:

бензин Аи-95

м3/год

438

бензин Аи-92

м3/год

1533

бензин Аи-80

м3/год

438

ДТ

м3/год

657

ДТ-Евро

м3/год

657

ДПЗ

м3/год

657

Продолжение таблицы 2

Всего:

м3/год

4380

3.

Объем хранимого топлива:

бензин Аи-95

м

25

Бензин Аи-92

м

30

бензин Аи-80

м

15

ДТ

м

20

ДТ-Евро

м

20

ДПЗ

м

20

Всего:

м

130

4.

Число ТРК:

3-х топливная

шт.

1

6-ти рукав.

2-х топливная

шт.

3

4-х рукав.

Всего:

шт.

4

1.7.2 Резервуары хранения жидкого моторного топлива

К установке на АЗС проектом предусматривается три двустенных двухсекционных подземных резервуара: V1=40 м3 (20+20), V2= 50 м3 (30+20) и V3= 40 м3 (25+15).

Для каждой секции двухсекционного резервуара (рисунок 3) должны выполнятся мероприятия, предусмотренные для однокамерного резервуара. Одновременное хранение бензина и дизельного топлива допускается лишь в

различных секциях одного резервуара, секции которого разделены двумя перегородками с обеспечением контроля герметичности межстенного пространства.

Межстенное пространство резервуара заполняется тосолом, что гарантирует высокую коррозионную стойкость внутренних оболочек резервуара и обеспечивает высокую пожарную безопасность. Герметичность резервуаров непрерывно контролируется уровнем тосола в межстенном пространстве при помощи датчика – сигнализатора уровня жидкости в комплекте с расширительным бачком, установленном над межстенным пространством в шахте каждого топливного резервуара. Верхний уровень тосола должен находиться в расширительном бачке.

Резервуары выполнены из листовой стали толщиной 4мм. Наружная оболочка резервуаров и подземная часть технологических шахт покрывается одним слоем наплавленного битумно-полимерного материала марки «Элабит» по грунтовке тип «Праймер П-001». Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров обеспечивается нанесением маслобензостойкой красно-коричневой эмали ВЛ-515 в один слой. Внутренняя и наружная изоляция резервуаров выполнена в заводских условиях.

Рисунок 3 – Двухсекционный двухстенный резервуар

1 - линия выдачи; 2 – линия обесшламливания» 3 – линия деаэрации; 4 – линия наполнения; 5 – линия контроля уровня топлива; 6 – линия верхнего уровня; 7 – система контроля герметичности межстенного пространства с жидкостным заполнением в комплекте; 8 – патрубок присоединения линии деаэрации.

Вокруг горловин резервуаров выполняются герметичные квадратные стальные юбки, на которые монтируются технологические шахты с откидными крышками для размещения в этих шахтах технологического оборудования резервуаров. По периметру крышки люков обрамляются искробезопасными прокладками. Внутренняя поверхность и надземная часть технологических шахт покрывается грунтовкой ГФ-021 в один слой. Все резервуары устанавливаются на армированные бетонные плиты.

Каждый резервуар оборудуется всем необходимым оборудованием для его полной исправной работы (рисунок 4).

Рисунок 4 – Оборудование двухстенного резервуара

1 – датчик верхнего уровня топлива; 2 – предохранительный клапан системы герметичности резервуара; 3 – шаровой кран линии выдачи; 4 – муфта соединительная линии выдачи; 5 – крышка зачистной трубы; 6 – труба замерная; 7 – люк технологического лаза; 8 – манометр системы герметичности резервуара; 9 – кран трехходовой; 10 – технологический отсек; 11 – линия наполнения; 12 – обратный клапан линии выдачи; 13 – линия выдачи; 14 – линия обесшламливания; 15 – линия деаэрации; 16 – дыхательный клапан; 17 – вентиль линии деаэрации; 18 – крышка замерной трубы; 19 – клапан линии наполнения; 20 – линия флегматизации; 21 – муфта установки системы контроля герметичности межстенного пространства; 22 – огнепреградитель; 23 – модульная коробка

Для каждого резервуара предусмотрено сливное устройство для слива топлива из автоцистерн, устройство для замера уровня топлива в резервуаре, линия заполнения Ду-80 с ограничителем налива ОН-80А, линия выдачи Ду-50 с огнепреградителем и шаровым краном КШ-50-16, линия газовозврата с

огнепреградителем ОП-50АА, погружной насосный агрегат марки Red Jacket

линия деарации и рециркуляции, приемная труба топливораздаточной колонки с приемным клапаном внутри резервуара на конце трубы и.т.д. Резервуар обязательно оснащается дыхательным клапаном, позволяющим во время эксплуатации поддерживать постоянное рабочее давление внутри резервуара.

  1. Аварийный резервуар. Система сбора аварийного пролива

Проектирование АЗС осуществляется в соответствии с нормами пожарной безопасности, запрещающими аварийный пролив и растекание топлива по территории и за ее пределы. Для локализации всех аварийных проливов при

сливе топлива из автоцистерны предусмотрена канализованная бетонная площадка с трапом, обеспечивающим сбор всех утечек топлива в аварийную подземную емкость. В качестве аварийной емкости принимают резервуар РГС-10 с одной технологической шахтой подземный одностенный односекционный V=10м3, выполненный из негорючих материалов, исключающих проникновение топлива в грунт. В этот же резервуар производится аварийный слив топлива из автоцистерн. Исходя из этого вместимость этого резервуара должна превышать не менее чем на 10% вместимость используемых на АЗС автоцистерн. Трубопровод отвода аварийных проливов заводится в аварийный резервуар до глубины 100мм от дна, что обеспечивает гидрозатвор между аварийной емкостью и трапом площадки для автоцистерны и исключает режим «падающей струи» при сливе топлива.

1.7.4 Система предотвращения переполнения резервуаров

Резервуары для хранения топлива на линии слива оборудуются системами

предотвращения их переполнения марки ОН-80А по ТУ 3689-035-10524112-2001. При 90% наполнении резервуаров выдаются звуковой и световой сигналы от датчика верхнего уровня, а при 95% наполнении перекрывается сливная труба клапаном перекрытия линии наполнения.

В том случае если вероятность отказа автоматических систем предотвращения переполнения резервуаров превышает 10-3 в год, предусматривают дублирование элементов, полностью исключающее возможность переполнения.

Так же на крышках люка емкости каждой технологической шахты предусмотрен специальный фланец для установки уровнемера типа «Струна-М».

  1. Погружной турбинный насос марки Red Jacket

На АЗС используется напорная (нагнетательная) технология. Принципиально напорная система подачи топлива отличается от всасывающей системы тем, что вместо обычного центробежного насоса, установленного в ТРК, применяется герметичный погружной насос, помещаемый в резервуар с топливом. Подача каждого вида топлива при этом происходит одним насосом на все ТРК (заправочные пистолеты), предназначенные для этого вида топлива.

На МАЗС к установке предлагаются насосные агрегаты марки Red Jacket 4” типа P75U17-3 и P200U17-4 производства Veeder-Root (рисунок 5).

Характеристики насосных агрегатов P75U17-3 и (P200U17-4), соответственно:

- Назначение – специальное, для подачи ЖМТ на ТРК

- Производительность Q – 200, (330) л/мин

- Давление Р – 2,4, (3,1) бар.

- Потребляемая мощность N – 0,55, (1,50) кВт.

- Напряжение U – 3ф/380B, 50 Гц.

Насосный агрегат устанавливается на горловину топливного резервуара, таким образом, чтобы точка забора продукта располагалась в нескольких сантиметрах от дна резервуара. В погружных насосах используется соединительная штанга с фиксированной длиной, которая позволяет без специальных инструментов и с высокой точностью установить “мертвую зону” резервуара непосредственно при монтаже оборудования. Поступив в насос, топливо последовательно проходит через турбину, соединительную штангу и контрольную голову насоса. Турбина насоса под давлением подает топливо по системе трубопроводов к топливораздаточным колонкам.

Рисунок 5 - Погружной турбинный насос марки Red Jacket

Конструкция агрегата исключает образование воздушных пробок в системе, что обеспечивает бесшумную и непрерывную струю налива топлива в бак автомобиля клиента и исключает режим кавитации в оборудовании и в трубопроводах. Наличие системы сброса давления и автоматического контроля утечек исключает проливы топлива при эксплуатации и ремонте насосного агрегата. Встроенная система автоматического измерения уровня топлива в резервуарах обеспечивает работу насоса в оптимальном режиме заправки автомобилей. Насос комплектуется обратным клапаном. Исполнение насосного агрегата – взрывозащищенное.

1.7.6 Технологические островки ЖМТ

На АЗС предусматривается установка четырех технологических островков, которые состоят из модулей раздачи топлива, включающих в себя четыре двухпостовые раздаточные колонки марок: SK700-

II OR 6/0/6 Е DК VRS DP (1 шт.), SK700-II OR 4/0/4 E VRS DP (1 шт.) и SK700-II OR 4/0/4 E MS VRS DP (2 шт.). В составе модулей имеются аварийные запорные клапаны 2 BSPT на входе в ТРК, трубопроводы выдачи топлива и газовозврата с системой запорной арматуры и огнепреградителей, электрические коммуникации и система автоматики, собранные в водонепроницаемых отсеках. Кроме того, колонки снабжены:

- блокирующими муфтами на шланге топливораздаточных пистолетов;

- топливораздаточными пистолетами, оборудованными системой автоматического отключения подачи продукта при заполнении бака клиента.

Присоединение модулей к разводящим трубопроводам производится в ваннах, расположенных под островком ТРК. Соединение элементов труб производится при помощи специальных сварочных фасонных изделий производства PetroTechnik. Наружная облицовка наземной части островка производится панелями из нержавеющей листовой стали, обеспечивающей эстетический вид и искробезопасность.

После монтажа ТРК пространство между ванной и облицовкой заполняется бетоном, островок оборудуется дугами безопасности, что обеспечивает прочность и сохранность его в случае наезда транспорта.

1.7.7 Сливная ванна

Доставка топлива на АЗС производится автоцистернами. До начала слива АЦ подключается к заземляющему устройству УЗА-4, имеющему световую сигнализацию подтверждения заземления. Слив производится самотеком, закрытым способом.

Устройство слива топлива из АЦ выполнено в виде законченного модуля (рисунок 6), размещенного в сливной ванне № 1 (для бензинов) и № 2 (для дизельного топлива) в непосредственной близости от стоянки АЦ. В сливных ваннах смонтированы:

- линии слива продукта, оснащенные узлами слива со встроенной сливной муфтой, сетчатым фильтром, огнепреградителем и запорной арматурой. Линии слива выполнены независимо для каждого вида топлива и соединяются трубами с соответствующими отсеками резервуаров;

- линия рециркуляции паров, оснащенной огнепреградителем Ду-50,

обратным клапаном (в технологической шахте) и запорной арматурой;

- приямок для сбора утечек топлива, которые направляются в подземную аварийную емкость V=10м3.

Рисунок 6 – Сливное устройство

1 – патрубок сливной; 2 – муфта сливная; 3 – фильтр сливной; 4 – задвижка; 5 – предохранитель огневой; 6 – линия наполнения.

Сливная ванна расположена на отметке, обеспечивающей уклон сливных трубопроводов не менее 0,003 в сторону резервуаров.

Конструкция сливной ванны выполняется из стального листа, крышки ванны – с прокладками из искробезопасной стали по ее периметру.

1.7.8 Деаэрация резервуаров, возврат паров

Линия деаэрации – комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается сообщение с атмосферой свободного пространства резервуара

Система деаэрации паров бензина от топливных и аварийного резервуаров выведена рядом с каждой технологической шахтой на расстоянии 5,55 м от площадки автоцистерны. Возврат паров от бензиновых ТРК-1, 2 направлен в резервуар № 5 с бензином Аи-80. Возврат паров от дизельных ТРК-2, 3 направлен в резервуар № 1 с ДТ.

Трубопроводы деаэрации выведены на 2,5 м над уровнем площадки, оборудованы дыхательными клапанами с огневыми предохранителями. Выполнены из стальных труб Ду-50, по ГОСТ 8732-78*, окрашиваются эмалью ПФ-115 по ГОСТ 6465-76* за 2 раза по грунтовке ГФ-021, ГОСТ 25129-82*.

  1. Технологические трубопроводы

На проектируемой МАЗС приняты к укладке следующие виды труб:

- двустенные коаксиальные гибкие трубы Д-75/63 производства PetroTechnik для подающих топливопроводов и трубопроводов газовозврата от ТРК, прокладываемых подземно на глубине не менее 0,6 м. Трубы укладываются на песчаное основание Н=100 мм, засыпаются песком толщиной не менее 150 мм.

- одностенные полиэтиленовые трубы с внутренним покрытием Д-90 производства Petro- Technik для сливных трубопроводов, прокладываемых в непроходных каналах, заполненных сухим песком и закрытых бетонными крышками. Все стыки элементов канала тщательно замоноличиваются. Наружная поверхность каналов обмазывается горячим битумом толщиной не менее 4 мм. Контроль загазованности внутри каналов производится при помощи переносных газоанализаторов в местах вывода контрольных трубок из каналов.

- стальные бесшовные трубы Ду-50, 80, 100 по ГОСТ 8732-78* из стали марки 20, изготовленной по группе Б, ГОСТ 8731-74 для системы обвязочных трубопроводов.

Наружная изоляция подземных стальных трубопроводов – полимерная липкая лента, усиленная. Надземные участки труб окрашиваются эмалью ПФ-115 по грунтовке ГФ-021. Стальные трубы внутри технологических шахт и в сливной ванне окрашиваются маслобензостойкой эмалью по грунтовке ГФ-021.

Монтаж и испытание трубопроводов и арматуры производить по СНиП 3-05-05-84, ПБ 03-585-03 и в соответствии с указаниями по монтажу труб производства PetroTechnik. Давление гидравлического испытания Рисп=1,5Рраб, для стальных труб и Рисп=1,25Рраб для полиэтиленовых труб; Рраб – от 3,1 до 2,4 кг/см2. (СНиП 3.05.05-84, п. 5.4). После испытания резервуары просушить, трубопроводы продуть воздухом.

Межстенное пространство двустенных труб заполняется азотом. Наличие азота в межстенном пространстве двустенных трубопроводов контролируется системой автоматики.

Расстояние между осями труб, уложенных в одной траншее, принять не менее одного диаметра наибольшей трубы. Минимальный радиус изгиба полиэтиленовых труб линейной части подземных трубопроводов – 1,5 м.

1.8 Участок выдачи сжиженного углеводородного газа на МАЗС М-5 Урал 1265км

  1. Технологические решения участка выдачи СУГ

На участке АГЗС предусматривается заправка автомобилей одорированным сжиженным углеводородным газом, соответствующим ГОСТ 27578-87 и ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления». Газы доставляются на АЗС одорированными с интенсивностью запаха не менее трех баллов.

Доставка одорированного этилмеркаптаном сжиженного газа на площадку МАЗС предусматривается транспортной автоцистерной СУГ.

Проектируемые сооружения участка СУГ размещаются в пределах отведенной территории МАЗС из условия рационального размещения инженерных коммуникаций, оптимального технологического режима эксплуатации оборудования и с соблюдением взрывоопасных и санитарных норм в соответствии с нормативными документами.

Согласно заданию на проектирование производительность участка СУГ составляет 100 заправок в сутки. Годовое потребление СУГ составляет 800 м3.

В соответствии с техническими условиями на проектирование проектом предусмотрен монтаж следующего технологического оборудования

(рисунок 7):

- резервуар горизонтальный стальной (2шт.) V=9200 м3, каждый для приема и хранения СУГ;

- насосный агрегат типа SIHI (1шт.), производительностью 50л/мин;

- электронная двухпистолетная топливораздаточная колонка тип FAS-230 (1 шт.), производительностью 50 литров в минуту.

Рисунок 7 – План размещения технологического оборудования СУГ

1 – ТРК СУГ; 2 – резервуары для приема и хранения СУГ; 3 – площадка для автоцистерны; 4 – сбросная свеча; 5 – насосный агрегат.

Для заправки баллонов автомобилей клиентов сжиженным углеводородным газом предлагается комплектная газовая заправочная станция производства фирмы «FAS». Данная технологическая топливозаправочная система представляет собой наземное расположение комплектной заправочной станции, состоящая из отдельных модулей, которые на месте монтируются на отдельные рамы. Кроме того, в составе поставки предусмотрен азотный блок состоящий из двух баллонов высокого давления V=40л каждый и специальной арматуры, которые размещаются в металлическом шкафу на расстоянии более десяти метров от площадки с оборудованием СУГ. В этом же шкафу хранятся шланги высокого давления с длинной не менее 10м.

Так же проектом предусматривается монтаж технологических надземных трубопроводов между блоком приема и блоком раздачи СУГ, продувочной свечи, сбросных труб от системы предохранительных клапанов, а также строительство площадки для автоцистерны и сетчатого ограждения технологической площадки участка СУГ.

1.8.2 Блок приема и хранения СУГ

Блок приема и хранения СУГ состоит их двух резервуаров. Блок имеет в своем составе аппаратуру контроля уровня, запорно-регулирующую арматуру, систему безопасности, средства КИП и А, арматуру для отбора паровой фазы, предохранительную арматуру, обвязочные трубопроводы.

Резервуары приняты цилиндрической формы Д-1200мм, V=9200 м3. Все оборудование устанавливается на бетонную площадку, огражденную бордюром (рисунок 7).

Конструкция резервуаров предусматривает возможность очистки, промывки и полного опорожнения от жидкой и паровой фазы СУГ при проведении ремонта, технического обслуживания и освидетельствования в установленном порядке.

Рисунок 8 – Рама по резервуар СУГ

Насосный агрегат для СУГ принят горизонтальный самовсасывающий, открыто вихревого исполнения с обратной ступенью типа «SIHI» с электродвигателем во взрывозащитном исполнении, установленных на общую раму. Насосный агрегат имеет следующие характеристики:

- назначение – специальное, для перекачки СУГ;

- производительность – 40/100 л/мин;

- температурный диапазон – от минус 400С до плюс 500С;

- максимальное давление – 4,0 МПа;

- мощность электродвигателя – 3,6/6,8 кВт;

- число оборотов – 1450 об/мин;

- электрообеспечение – переменный ток, 380/600 В, 50 Гц;

- вес агрегата - 85/95 кг.

Резервуары для хранения СУГ фирмы «FAS» представляются единым модулем в комплекте с насосным агрегатом, устанавливаются надземно, крепятся на общей раме, которая устанавливается на фундамент и подлежит заземлению.

Стандартная комплектация надземно размещенного сосуда СУГ включает:

- наполняющий клапан – служит для наполнения резервуара СУГ с автоцистерны;

- клапан для отбора паровой фазы СУГ – служит для отбора паровой фазы СУГ и контроля переполнения резервуара. Клапан оборудован манометром и контрольным клапаном для визуального определения предельного уровня наполнения;

- угловой клапан – служит для отбора паровой фазы СУГ;

- указатель уровня – служит для процентного определения уровня жидкой фазы СУГ в резервуаре;

- предохранительный клапан – служит для предотвращенения недопустимого роста давления в сосуде, давление открытия составляет 1,84 МПа;

- два ревизионных люка, расположенных в сферических днищах по центральной оси резервуара;

- люк-лаз – расположенный в сферических днищах верхней оси резервуара;

- трубопроводы жидкой фазы СУГ (подающий трубопровод к насосному агрегату) с быстродействующим запорным устройством, защищенных от механических повреждений и действия пламени;

- шаровой клапан;

- угловой клапан.

После монтажа резервуары теплоизолируют минераловыми прошивными матами толщиной 300мм, с защитным слоем из тонколистовой оцинкованной стали S=1,5мм до первой запорной арматуры от резервуара ( рисунок 9).

При заправке емкостей используют автоцистерны СУГ, обоудованные донным клапаном. При наполнении резервуаров СУГ работа АЗС приостанавливается.

Рисунок 9 – Тепловая изоляция резервуара СУГ


Заправочные островки оборудованы сигнализаторами довзрывоопасных концентраций с порогами срабатывания превышающим 10% НКПР с подачей звукового и светового сигнала, автоматическим прекращением слива СУГ из автоцистерны и отключением топливораздаточных устройств.

1.8.3 Блок раздачи СУГ

Блок раздачи СУГ состоит из одной электронной газовой топливораздаточной колонки с двумя дисплеями, одним электронным блоком, двумя счетными устройствами и двумя заправочными пистолетами (рисунок 10).

.

Рисунок 10 – Общий вид электронной газовой заправочной колонки фирмы «FAS»

Техническая характеристика электронной двусторонней двухрукавной газовой заправочной колонки типа «FAS-230» используемой на МАЗС:

- назначение – специальное, для заправки СУГ баллонов автомобилей;

- производительность - 5/50 л/мин;

- номинальная заправка – 5л;

- максимальное рабочее давление – 25 бар;

- электрообеспечение – 230В/50 Гц.

Номинальный уровень наполнения – 85% общего объема газовой емкости автомобиля. Контроль уровня происходит с помощью контрольного клапана предельного наполнения. Соединительные узлы для подающего (жидкая фаза) и обратного (газовая фаза) должны быть соединены с соответствующими узлами стационарного трубопровода.

Раздаточная колонка устанавливается на раме заправочного островка, которая представляет собой сварную конструкцию высотой 200мм. Торцевые части блока закруглены. Подвод трубопроводов жидкой и паровой фазы СУГ к ТРК осуществляется снизу. Для защиты ТРК от повреждений транспортными средствами на заправочном островке устанавливаются защитные дуги. Крепление защитных дуг к оборудованию, к его фундаментам и опорным конструкциям не допускается.

На МАЗС для приема, хранения и выдачи СУГ допускается заправка баллонов только газобаллонных автомобилей. Заправка других баллонов, в том числе бытовых категорически запрещается. Так же запрещается работа МАЗС при температуре ниже минус 400С.

1.8.4 Сбросные и продувочные трубы участка СУГ

При выходе рабочих параметров внутри резервуара для СУГ за пределы допустимых значений и на случай возникновения аварийных ситуаций в составе поставки оборудования СУГ предусмотрена установка клапанов на резервуарах хранения СУГ. Сброс газа производится в сбросную трубу.

Высота сбросной трубы паров СУГ должна отвечать следующим условиям:

- быть выше пешеходных дорог АЗС, расположенных в радиусе 150d по горизонтали от указанной трубы ( где d – диаметр сбросной трубы) и прилегающей к сбросной трубе площадки не менее чем на 2+50d, но не менее чем на 3 м;

- быть выше максимальной высоты транспортного средства допускаемого проектом АЗС для заправки е менее чем на hм+50d (где hм -максимальная высота транспортного средства), в случае если проезды для указанных транспортных средств, расположены по отношению к сбросной трубе на расстоянии менее 150d по горизонтали.

Проектом предлагается монтаж единой для обоих резервуаров сбросной трубы 57х3,5 высотой 5м, которая монтируется на площадке резервуаров и крепится к опоре, установленной на монолитный фундамент (рисунок 11). Сброс продувочных газов из системы оборудования СУГ предлагается производить через продувочную свечу Ду-25, высотой 6,5 м.

Рисунок 11 – Сбросная свеча резервуара СУГ

Сбросная труба должна быть защищена в следствии пожара теплоизоляцией в виде полуцилиндров толщиной 40мм, внутренним диаметром 57 мм марки ПЦ 100-1000.57.40. Теплоизоляцию фиксировать навивкой проволоки диаметр на 2 мм.

1.8.5 Трубопроводы жидкой и паровой фазы СУГ

На МАЗС разрешается надземная и подземная прокладка трубопроводв.

Подземно прокладываются:

- газопроводы СУГ от насосного агрегата до ТРК для подачи топлива потребителям. Трубопроводы прокладываются в лотках и

заглублены в технологических шахтах на глубине не менее 0,7м, исключающих возможность проникновения жидкой фазы топлива ( при возможных утечках) за их пределы. Лотки слеует заполнять, с уплотнением негорючим материалом, например песком при толщине подушечки не менее 100мм и засыпкой на толщину не менее 300мм с последующим перекрытием лотков армированным бетоном, в местах опусков и подъемов устанавливаются контрольные трубки;

- трубопроводы СУГ и его паров, проходящие в зоне возможного присутствия водителей и пассажиров прокладываются в футляре, оснащенном контрольной трубкой.

Надземно разрешается прокладывать трубопроводы на опорах не менее 0,5м в местах защищенных от механических повреждений, например по газонам на расстоянии 1,5 м от проезжей части.

Трубопроводы жидкой и паровой фазы СУГ к ТРК запроектированы из стальных бесшовных труб по ГОСТ 8732-78* (группа В). Надземные участки трубопроводов СУГ окрашены эмалью в заводскихвой условиях и оснащаются теплоизоляцией, обеспечивающей предотвращение прогрева стенок. Трубопроводы СУГ от технологического блока до раздаточных колонок прокладываются подземном (каналах), исключающих их повреждения от транспортных средств.

1.8.6 Площадка под оборудование и для автоцистерны СУГ

Все технологическое оборудование установки СУГ монтируется на площадке с твёрдым покрытием из монолитного бетона, ограждается бортовым камнем высотой 200 мм.

Площадка для АЦ с СУГ выполняется из монолитного бетона, ограждается бордюрным камнем высотой не менее 150 мм, обеспечивающим предотвращением растекание пролива жидкой фазы СУГ за её пределы при аварийной разгерметизации емкости или арматуры АЦ. По торцам площадки предусмотрены пандусы и валики из бетона высотой 200 мм.

На площадке АЦ предусмотрена стационарная система водяного орошения на случай возникновения пожара на АЦ.

  1. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет продолжительности слива топлива из автоцистерны самотеком

2.1.1Расчет продолжительности слива бензина из автоцистерны самотеком

Исходные данные:

Марка автоцистерны АЦ-8,5-255;

Длина приемного трубопровода резервуара

Диаметр приемного трубопровода резервуара

Длина сливного патрубка

Диаметр сливного патрубка

h(0)=4;

Давление при сливе нефтепродукта S=53000 Па;

Плотность бензина

Потери в трубопроводе

Начальный взлив в резервуаре АЗС равен 1,2м;

Объем резервуара V=30;

Резервуар оснащен дыхательным клапаном СМДК-50

Различием диаметров местных сопротивлений и приемного трубопровода пренебречь.

Для АЦ-8,5-255 находим:

А=2,17м; В=1,22м;

Для дыхательного клапана СМДК-50

Коэффициент гидравлического сопротивления рукава автоцистерны определяем по формуле

dу- диаметр рукава автоцистерны.

Рисунок 12 – Схема слива топлива из автоцистерны самотеком

Полагая, что течение бензина происходит в зоне смешанного трения турбулентного режима, находим величину функции

где dт – диаметр приемного трубопровода резервуара;

d0 – диаметр сливного патрубка.

Принимая в первом приближении , вычисляем коэффициент расхода сливной коммуникации

=

Параметры приемного резервуара на АЗС :

диаметр

Отсюда начальный объем бензина в приемном резервуаре

=

Так как вместимость автоцистерны равна 8,5, то после завершения слива объем бензина в приемном резервуаре станет равным . Следовательно, на момент окончания слива

Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения

Рисунок 13 – График для определения величин

Методом последовательных приближений находим, что в данном случае z=0,66. Следовательно, изменение высоты взлива в резервуаре

Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива

м/с;

где Ps – давление газового пространства, Па;

Pа – атмосферное давление, Ра= 101325 Па;

РкдА- давление срабатывания дыхательного клапана, Па.

Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубороводе

Число Рейнольдса и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода

Так как в данном случае

где kэ – эквивалентная шероховатость, для пластиковых труб kэ =0,0003 ;

d-диаметр рукава автоцистерны.

,

то в среднем слив происходит зоне квадратичного трения турбулентного режима и поэтому

Уточненная величина функции по формуле

Уточненная величина коэффициента расхода

Так вновь найденное значение отличается от первоначального

Что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%), а значит уточнять величину средней скорости нет необходимости.

Площадь сечения сливного трубопровода

Время полного слива автоцистерны

2.1.2Расчет продолжительности слива Дт евро из автоцистерны самотеком

Исходные данные:

Марка автоцистерны АЦ-8,5-255;

Длина приемного трубопровода резервуара

Диаметр приемного трубопровода резервуара

Длина сливного патрубка

Диаметр сливного патрубка

h(0)=4;

Давление при сливе нефтепродукта S=53000 Па;

Плотность бензина

Потери в трубопроводе

Начальный взлив в резервуаре АЗС равен 1,2м;

Объем резервуара V=20;

Резервуар оснащен дыхательным клапаном СМДК-50

Различием диаметров местных сопротивлений и приемного трубопровода пренебречь.

Для АЦ-10-260 находим:

А=2,17м; В=1,22м;

Для дыхательного клапана СМДК-50

Коэффициент гидравлического сопротивления рукава автоцистерны определяем по формуле

dу- диаметр рукава автоцистерны.

Полагая, что течение ДТ евро происходит в зоне смешанного трения турбулентного режима, находим величину функции

где dт – диаметр приемного трубопровода резервуара;

d0 – диаметр сливного патрубка.

Принимая в первом приближении , вычисляем коэффициент расхода сливной коммуникации=

Параметры приемного резервуара на АЗС :

диаметр

Отсюда начальный объем бензина в приемном резервуаре

=

Так как вместимость автоцистерны равна 8,5, то после завершения слива объем дт евро в приемном резервуаре станет равным 18,74. Следовательно, на момент окончания слива

Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения

Рисунок 13 – График для определения величин

Методом последовательных приближений находим, что в данном случае

=0,785. Следовательно, изменение высоты взлива в резервуаре

Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива

м/с;

где Ps – давление газового пространства, Па;

Pа – атмосферное давление, Ра= 101325 Па;

РкдА- давление срабатывания дыхательного клапана, Па.

Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубороводе

Число Рейнольдса и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода

Так как в данном случае

где kэ – эквивалентная шероховатость, для пластиковых труб kэ =0,0003 ;

d-диаметр рукава автоцистерны.

,

то в среднем слив происходит зоне квадратичного трения турбулентного режима и поэтому

Уточненная величина функции по формуле

Уточненная величина коэффициента расхода

м2

Так вновь найденное значение отличается от первоначального

Что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%), а значит уточнять величину средней скорости нет необходимости.

Площадь сечения сливного трубопровода

Время полного слива автоцистерны

2.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода

Гидравлический расчет будем вести при среднеминимальной температуре нефтепродукта Аи-92

Кинематическая вязкость ;

Длина всасывающей линии L = 70,7 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс =0,063 м;

Толщина стенки трубопровода м;

Геодезическая отметка резервуара z рез = 324,7 м;

Геодезическая отметка ТРК м;

Эквивалентная шероховатость труб ;

Производительность насоса Q=0,0033

Таблица 3 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления

Количество

Фильтр

0

1,7

Задвижка

3

0,15

Поворотов

5

0,3

  1. Находим внутренний диаметр трубопровода

  1. Скорость движения потока

  1. Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе

  1. Критические значения числа Рейнольдса

Так как , режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле

  1. Потери напора по длине трубопровода

  1. Потери напора на местные сопротивления

  1. Потеря напора на преодоление сил тяжести

  1. Полная потеря напора на всасывающей линии

  1. Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполнятся, чтобы не произошло срыва потока

Па – давление насыщенных паров бензина при 26,9 С

Па – атмосферное давление.

Условие выполняется.

2.3 Расчет на прочность полиэтиленовых труб

2.3.1 Расчетные характеристики полиэтиленовых труб

Расчетное сопротивление материала труб R следует определять по формуле

,

где RH—нормативное длительное сопротивление разрушению материала труб из условия работы на внутреннее давление, RH =1,3МПа;

KY—коэффициент условий работы трубопровода, KY =0,5;

Кс—коэффициент прочности соединения труб, Кс =0,95[13] . 

Модуль ползучести материала труб Е, принимается с учетом его изменения при длительном действии нагрузки и температуры на трубопровод по формуле

где Е0 — модуль-ползучести материала трубы при растяжении, Е0 =32 МПа,в зависимости от проектируемого срока службы трубопровода и величины действующих в стенке трубы напряжений;

Ке — коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала труб, Ке =0,40.

2.3.2 Расчет нагрузок и воздействия на трубопровод

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации.

Рассчитаем нормативную нагрузку от массы 1 м трубопровода

где gT—плотность материала трубопровода, кг/м3;

D— наружный диаметр трубы, м;

d—толщина стенки трубы, м.

В тех случаях, когда для трубопровода требуется устройство наружной изоляции, в нормативную нагрузку qHT следует включать нагрузку от массы изолирующего слоя.

Нормативная вертикальная нагрузка от давления грунта на трубопровод

где gГР— плотность грунта, кг/м3;

h—расстояние от верха трубопровода до поверхности земли, м, назначаемое из условия исключения возможности воздействия на трубопровод динамических нагрузок.

Нормативную нагрузку от гидростатического давления грунтовых вод, вызывающую всплытие трубопровода

где gВ — плотность воды с учетом растворенных в ней солей, Н/м3 (кгс/м3),

D — наружный диаметр трубопровода с учетом изоляционного покрытия, м.

2.3.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопровод

Подземные трубопроводы следует проверять по прочности и деформациям поперечного сечения.

Расчетные сопротивления материала труб для подземного трубопровода следует определять по формуле

где R—расчетное сопротивление материала труб;

К1 — коэффициент условий прокладки подземного трубопровода, принимаемый равным 0,8—для трубопроводов, прокладываемых в местах, труднодоступных для рытья траншей в случае его повреждения; 0,9—для трубопроводов, прокладываемых под усовершенствованными покрытиями; 1,0—для остальных трубопроводов.

Несущая способность подземных трубопроводов должна проверяться путем сопоставления предельно допустимых расчетных характеристик материала трубопровода с расчетными нагрузками на трубопровод, при этом внешние, нагрузки приводятся к двум эквивалентным противоположно направленным вдоль вертикального диаметра линейным нагрузкам.

Полная расчетная приведенная (эквивалентная) линейная нагрузка Рпр

где Q — равнодействующие расчетных вертикальных нагрузок;

b — коэффициент приведения нагрузок;

h — коэффициент, учитывающий боковое давление грунта на трубопровод.

- расчетная нагрузка на трубопровод от транспорта;

- расчетная нагрузка на трубопровод от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки.

Расчетная нагрузка на трубопровод от транспорта

где nтр — коэффициент перегрузки от транспортных нагрузок, hтр =1,4;

qНТР—нормативное равномерно распределенное давление от транспорта, qНТР =10Н/м2;

D—наружный диаметр трубопровода, м.

Расчетная нагрузка на трубопровод от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки

где РГР—параметр, характеризующий жесткость засыпки, МПа (кгс/см2), рассчитываемый по соотношению

.

РЛ—параметр, характеризующий жесткость трубопровода

где ЕГР —модуль деформации грунта засыпки, принимаемый в зависимости от степени уплотнения грунта: для песчаных грунтов—от 8,0 до 16,0 МПа), для супесей и суглинков—от 2,0 до 6,0 МПа), для глин—от 1,2 до 2,5 МПа;

Е —модуль ползучести материала труб;

nP — коэффициент перегрузки от нагрузок на поверхности грунта.

Значение коэффициента приведения нагрузок b следует принимать зависимости от способа опирания трубопровода на грунт:

а) для нагрузок от давления грунта: при укладке на плоское основание—0,75; при укладке на спрофилированное основание с углом охвата трубы 2а= 70°—0,55, 2а =90°— 0,50, 2а = 120° — 0,45;

б) для нагрузок от массы трубопровода и транспортируемого вещества: при укладке на плоское основание — 0,75, при укладке на спрофилированное основание с углом охвата трубы 2а = 75°— 0,35, 2а =90°— 0,30, 2а= 120°—0,25.

Величину коэффициента h, учитывающего боковое давление грунта на трубопровод, следует принимать в зависимости от степени уплотнения засыпки в пределах от 0,85 до 0,95.

Несущую способность подземных трубопроводов по условию прочности следует проверять на действие только внутреннего давления транспортируемого вещества, при этом полное расчетное приведенное (эквивалентное) напряжение sпр, МПа (кгс/см2), вычисленное в соответствии с требованиями п. 5,18 должно удовлетворять неравенству

условие выполняется.

2.4 Расчет оболочки резервуара

В горизонтальной оболочке, покоящейся на сплошном основании, под действием веса нефтепродукта и собственного веса возникают изгибающие

моменты М1, М2, стремящиеся сплющить оболочку – увеличить горизонтальный диаметр. При наличии избыточного давления в стенках корпуса, возникают равномерно распределенные растягивающие напряжения, способствующий сохранению формы корпуса. Поэтому корпус резервуара, рассчитанный на действие изгибающих моментов, обязательно должен быть проверен на растягивающие напряжения от внутреннего избыточного давления.

Изгибающий момент, возникающий в оболочке под действием гидростатического давления нефтепродукта равен

где R-радиус резервуара;