53

Министерство образования Российской Федерации

ГОУВПО Тюменский государственный нефтегазовый университет

Кафедра ПЭНХ

Пояснительная записка

К курсовой работе по дисциплине

«Проектирование и эксплуатация нефтебаз»

«Проектирование перевалочной нефтебазы в районе г.Уфа»

Выполнил:

Студент гр.НТХ-03-2

Кофанов С.Ф.

Тюмень 2007г.

Введение

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах и складах, которые по их назначению разделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие собой самостоятельные предприятия (например, нефтебазы системы нефтеснабжения); ко второй группе нефтебаз относятся склады, входящие в состав промышленных, транспортных и других предприятий. Нефтебазы первой группы предназначаются для хранения, перевалки и снабжения (распределения) нефтепродуктами потребителей промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефтебазы второй группы представляют собой обычно небольшие складские хозяйства и предназначаются для хранения и снабжения нефтепродуктами цехов и других производственных участков данного предприятия или организации (например, хранилища заводов, фабрик, аэропортов, железнодорожных станций и т. п.).

В зависимости от общего объема нефтебазы первой группы делятся на три категории независимо от характеристики нефтепродуктов и типа резервуаров:

I категория -- общим объемом более 50 000 м³;

II категория -- общим объемом 10 000 -50 000 м³;

III категория -- общим объемом до 10 000 м3.

Одновременно с этим для нефтебаз, размещаемых на промышленных предприятиях, норма хранения ограничена и зависит от характера нефтепродукта и типа хранилища. Суммарный объем в резервуарах и зданиях (площадках) для хранения нефтепродуктов в таре на этих складах допускается в следующих количествах (в м³):



..

По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразделяются на перевалочные и распределительные. К перевалочным относятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь таким образом основными промежуточными звеньями между районами производства и районами потребления нефти и нефтепродуктов. К таким нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные перевалочные и др. Перевалочные нефтебазы -- это преимущественно крупные нефтебазы I категории; они могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны. Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребителям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной поставки. Эти нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы, однако они наиболее многочисленны.

Нефтебазы располагаются в морских и речных портах, на железнодорожных магистралях и на трассах магистральных нефтепродуктопроводов и в зависимости от этого называются, например, водными и железнодорожными или водно-железнодорожными. Морские или речные перевалочные водные нефтебазы осуществляют прием нефти и нефтепродуктов, поступающих по воде крупными партиями, для последующего распределения и отправки железнодорожным или трубопроводным транспортом потребителям и распределительным нефтебазам и, наоборот, для получения нефтепродуктов с железной дороги или с магистральных трубопроводов для налива судов. Железнодорожные перевалочные нефтебазы и наливные станции, размещаемые на магистральных нефтепродуктопроводах, осуществляют соответственно прием нефтепродуктов с железной дороги или от трубопровода с последующей отгрузкой их распределительным нефтебазам и непосредственно потребителям железнодорожным и водным транспортом. Кроме указанных, имеются глубинные нефтебазы, которые сооружают для снабжения отдаленных районов при отсутствии железнодорожных, водных и трубопроводных коммуникаций. Доставка на них нефтепродуктов от питающих нефтебаз в этом случае обычно производится автомобильным транспортом.

1. Определение физических свойств нефтепродуктов

Ассортимент продукта и его количество от общего объема составляет:

- ДЗ - 40%

- ДЛ - 60%

Определим физические свойства для ДЗ:

1) Плотность ДЗ при 20⁰С .

2) Определим плотности при критических температурах по формуле Менделеева

.

где - коэффициент объемного расширения

За критические температуры принимаем: -9⁰С; +39⁰С и при среднесуточной температуре межнавигационного периода -4 ⁰С, температуры принимаем по СНиП «Климатология».

3) Вязкость ДЗ при 20⁰С и 30⁰С .

4)Определим вязкость при критических температурах по формуле Рейнольдса-Филонова .

где u - коэффициент крутизны вискограммы,

5) Давление насыщенных паров (ДНП) по Рейду Р_S38=11 мм.рт.ст.=1466,5 Па.

ДНП при максимальной температуре района определяется по формуле Рыбакова:

,

где Т - температура в К.

Определим ДНП при t=39єC:

Определим физические свойства для ДЛ:

1) Плотность ДЛ при 20⁰С .

2) Определим плотности при критических температурах по формуле Менделеева .

где - коэффициент объемного расширения

За критические температуры принимаем: -9⁰С; +39⁰С и при среднесуточной температуре в межнавигационный период -4 ⁰С, температуры принимаем по СНиП «Климатология».

3) Вязкость ДЛ при 20⁰С и 30⁰С .

4) Определим вязкость при критических температурах по формуле Рейнольдса-Филонова .

где u - коэффициент крутизны вискограммы,

5) Давление насыщенных паров (ДНП) по Рейду Р_S38=9,7 мм.рт.ст.=1293,2 Па.

Определим ДНП при t=39єC:

Полученные результаты занесем в таблицу:

Таблица 1.

ДЗ	ДЛ

2. Выбор оптимальных типов резервуаров

Для хранения нефтепродуктов наиболее часто используются резервуары с понтоном, это связано с небольшими потерями продукта от испарения и относительно невысокой стоимостью данного вида резервуара, кроме того, местом расположение нефтебазы является город Саратов, где наблюдается большая ветровая и снеговая нагрузка, следовательно резервуары с плавающей крышей так же отпадают.

1. Определим необходимый объем резервуарного парка(РП) для ДЗ.

Прием нефтепродуктов на нефтебазе осуществляется водным транспортом, отгрузка - железнодорожным транспортом. При условии, что водный путь в г.Саратов замерзающий, расчет необходимого объема РП осуществляем по формуле:

где

- потребность в ДЗ в межнавигационный период, м³;

-норма страхового запаса, %; Для данных условий составляет 50%.

, где

- число месяцев между навигациями;

- среднемесячное потребление ДЗ, м³;

где

V_год - годовой грузооборот нефтебазы, т;

0,45 - доля ДЗ в годовом грузообороте;

- плотность ДЗ при средней температуре в межнавигационный период.

2. Аналогичным способом определяем объем РП для ДЛ:

3. Принимая во внимание рассчитанный необходимый объем РП для ДЗ(104062м³), рассмотрим варианты компоновки РП. Данные, необходимые для расчетов сведены в табл.1:

Таблица 1. Технико-экономические показатели резервуара с понтоном

Показатель	Номинальный объем, тыс.м
	5	10	15	20	30	50
Полезный объем, тыс.м3	4,9	10,3	15,3	20,9	29,6	47,46
Диаметр, м	20,9	28,5	34,2	39,9	45,6	60,7
Расход металла, т	119,8	224,2	323,0	438,5	584,1	869,2

1) 5 резервуаров объемом 20000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М₂₀₀₀₀- общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

2) 1 резервуаров объемом 30000 м³ и 4 резервуар объемом 20000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_15000(30000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

3) 7 резервуаров объемом 15000 м³ и 1 резервуар объемом 5000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_15000(5000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

4) 3 резервуаров объемом 20000 м³ и 1 резервуара объемом 50000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_20000(50000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

Полученные результаты сведем в таблицу:

Таблица 2.

№ Вариант	Количество	Общая масса, т
1. РВС-20000	5	2192,4
2. РВС-20000 РВС-30000	41	2338,1
3. РВС-15000 РВС-5000	71	2380,8
4. РВС-20000 РВС-50000	31	2194,7

Проанализировав рассмотренные варианты, можно сделать вывод. что экономически выгодным вариантом является вариант №1.

4. Принимая во внимание рассчитанный необходимый объем РП для ДЛ (167033 м³), рассмотрим варианты компоновки РП. Данные, необходимые для расчетов сведены в табл.1.

1)3 резервуара объемом 50000 м³ и 1 резервуара объемом 30000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_50000(30000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

2) 8 резервуара объемом 20000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М₂₀₀₀₀- общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

3) 5 резервуара объемом 30000 м³ и 2 резервуара объемом 10000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_30000(10000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

4) 6 резервуаров объемом 5000 м³ и 3 объемом 50000 м³.

Общая вместимость (полезный объем) всех резервуаров составляет:

Общая масса всех резервуаров:

где М_50000(5000) - общая масса резервуара, т

Полученный объем превышает заданный на:

Полученные результаты сведем в таблицу:

Таблица 3.

№ Вариант	Количество	Общая масса, т
1. РВС-50000 РВС-30000	3 1	3191,7
2. РВС-20000	8	3508
3. РВС-30000 РВС-10000	5 2	3368,9
4. РВС-5000 РВС-50000	6 3	3326,4

Из выше рассмотренных вариантов наиболее экономичным является первый 1 вариант, он обеспечивает минимальные затраты стали, но при этом варианте необходимо большое количество насосов их суммарная стоимость больше чем затраты на сталь. Следовательно, выбираем 2-й вариант.

Окончательно принимаем для ДЗ резервуары с понтоном типа РВС-20000 (5шт); для ДЛ резервуары с понтоном типа РВС-20000 (8шт).

Компоновка резервуарного парка.

Компоновка резервуарного парка и расчет высоты обвалования производится в соответствии с требованиями, изложенными с СНиП 2.11.03-93.

Резервуары следует размещать группами. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются по категориям согласно СНиП 2.11.03-93:

1) Общая вместимость склада свыше 100000 м³. Максимальный объем одного резервуара не оговаривается.

2) Общая вместимость склада от 20000 до 100000 м³ включительно. Максимальный объем резервуара не оговаривается.

В нашем случае общая вместимость склада составляет:

Определим расстояние между резервуарами:

Расстояние между стенками РВС, располагаемых в одной группе, должно быть для резервуаров с понтоном - 0,75D, но не более 30м.

Следовательно, расстояние между РВС, предназначенными для хранения ДЗ составляет:

С учетом толщины стенки принимаем расстояние между резервуарами 30м.

Расстояние между РВС, предназначенными для хранения ДЛ:

С учетом толщины стенки принимаем расстояние между резервуарами 30м.

По периметру группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стенки группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10000 м³ и 6м - от резервуаров объемом 10000 м³ и более.



Размеры обвалования для группы резервуаров с ДЗ: 249,7м на 179,8 м.

Размеры обвалования для группы резервуаров сДЛ: 319,6м на 179,8м.

Определим высоту обвалования резервуаров, которые расположим в двух группах: в первой ДЗ, а во второй - ДЛ.

Высота обвалования для группы резервуаров с ДЗ:

Диаметр наибольшего резервуара равен 39,9м. Высоту обвалования найдем из условия, что оно должно вмещать объем самого большого резервуара в группе. Высота обвалования равна:

где V_p-объем самого большого резервуара, м³;

а,b - стороны обвалования, м;

d - диаметр резервуара, м;

n - количество резервуаров в группе.

а = 249,7 м

b = 179,8 м

Принимаем высоту обвалования для группы резервуаров с ДЗ 1,5м.

Высота обвалования для группы резервуаров с ДЛ:

Диаметр наибольшего резервуара равен 39,9м. Высота обвалования равна:

а = 319,6 м

b = 179,8 м

Принимаем высоту обвалования для группы резервуаров с ДЗ 1,5м.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними валами или ограждающими стенками следует отделять каждый резервуара объемом 20000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м³.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать 1,3 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Для перехода через обвалование или ограждающую стенку, а также для подъема на отсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждающей отсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве 4-х для группы резервуаров и стационарными лестницами на резервуарах следует предусматривать пешеходные дорожки шириной не менее 0,75м.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка траншейных трубопроводов. Соединение трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.

3. Расчет железнодорожной эстакады

Для проведения погрузочно-разгрузочных работ при железнодорожном транспорте на нефтебазах сооружают специальные тупиковые пути, которые располагаются строго горизонтально и прямолинейно. При наливе нефтепродуктов пути располагаются в наиболее низком участке территории нефтебазы.

Определим годовой грузооборот для каждого вида нефтепродукта:

где - коэффициент оборачиваемости, который характеризует степень загруженности и полноту использования объема резервуара. Определяется из отношения годового грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы. Принимаем

- объем занимаемый одним видом продукта в резервуарном парке.

- плотность нефтепродукта при среднегодовой температуре воздуха (+9,3єС).

Годовой грузооборот для ДЗ:

Годовой грузооборот для ДЛ:

Определим суточную производительность нефтебазы для каждого вида нефтепродукта:

где К₁ - коэффициент неравномерности завоза (вывоза) нефтепродуктов, представляющий отношение максимального месячного завоза (вывоза) нефтепродуктов к среднемесячному. Принимаем

К₂ - коэффициент неравномерности подачи железнодорожного транспорта, представляющий собой отношение максимального числа цистерн, подаваемых в сутки на нефтебазу к суточной подаче по плану. Принимаем

Суточная производительность нефтебазы для ДЗ:

Суточная производительность нефтебазы для ДЛ:

Определим общую суточную производительность нефтебазы:

Принимаем грузоподъемность маршрута из предела грузоподъемности маршрута от 2000 до 4000 тонн по соглашению с МПС.

Определим количество маршрутов, приходящих в сутки:

маршрут

Определим число железнодорожных эстакад:

где Т - время пребывания маршрута на эстакаде. Время сливо-наливных операций регламентируется «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах». В механизированных пунктах налива независимо от вида нефтепродукта и грузоподъемности цистерн осуществляется за 2 часа.

принимаем

Определим массу нефтепродукта в цистерне с учетом плотности. Принимаем цистерну равную 60 м³. Грузоподъемность цистерны определяем при наихудших условиях +39⁰С, когда объем нефтепродукта максимальный.

Определим число цистерн приходящих на нефтебазу в сутки:

для ДЗ:

для ДЛ:

Определим общее количество цистерн приходящих в сутки:

цистерн

Определим среднее число цистерн в маршруте:

Определяем длину железнодорожной эстакады:

где l_i - длина цистерны, принимаем l = 12,02м для цистерны объемом 60 м³. а_i - число цистерн

Для двухсторонней эстакады:

Принимаем эстакаду типа НС-10 длиной 360 метров, принимающая 60 четырехосных цистерны.

Определим максимальный V цистерн с одним и тем же нефтепродуктом, которое поставляется одним и тем же маршрутом:

для ДЗ:

для ДЛ:

Определяем требуемую производительность от насосной станции для перекачки продуктов из резервуаров в железнодорожные цистерны:

для ДЗ:

для ДЛ:

4. разработка технологической схемы

Графически изображённая система трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, обеспечивающая одновременно их приём и отпуск с необходимой пропускной способностью в зависимости от назначения нефтебазы, внутрибазовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом, закреплённым за данной группой нефтепродуктов, и сохранения качества нефтепродуктов, называется схемой технологических трубопроводов. При проектировании объектов технологического назначения необходимо руководствоваться «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)». В соответствии с «Нормами» схема технологических трубопроводов должна иметь минимальное количество трубопроводов и запорной арматуры и обеспечивать:

а) включение и выключение любого насоса, задвижки и отключение участка трубопроводов без остановки других насосов;

б) взаимозаменяемость одного насосов для соответствующих групп нефтепродуктов;

в) одновременную работу нескольких насосов для выполнения операций по перекачке нефтепродуктов на нефтебазе;

г) опорожнение трубопроводов;

д) заполнение всасывающей линии центробежного насоса;

е) применение автоматики, контроля и управления технологическими операциями;

ж) применение прогрессивных централизованных способов снабжения потребителей нефтепродуктами;

з) исключение смешения нефтепродуктов.

Правильно составленная схема является основой для эффективной эксплуатации нефтебазы. При ее разработке необходимо предусматривать возможность для дальнейшего развития базы. Количество трубопроводов и насосов зависит от ассортимента нефтепродуктов, необходимой пропускной способности по приему и отпуску, одновременности технологических операций на нефтебазе.

Технологическая схема представлена в приложении к записке.

При проектировании схемы технологических трубопроводов необходимо предусматривать использование одного трубопровода для последовательной перекачки по нему (при условии опорожнения) нескольких нефтепродуктов входящих в состав одной и той же группы.

На нефтебазах 1-ой группы схемы технологических трубопроводов бывают, как правило, двухпроводными, когда к каждому резервуару подходят два трубопровода. Двухпроводные сети обеспечивают маневренность в работе и проведение одновременно нескольких операции. Обвязка резервуаров технологическими трубопроводами должна предусматривать возможность перекачки нефтепродуктов из одного резервуара в другой в случае пожара или аварии. Однопроводные схемы приметают большей частью на временных нефтебазах ила нефтебазах 2-й группы, имеющих незначительный грузооборот нефтепродуктов. На схеме указывают: основное оборудование насосных станции, причалов, наружных трубопроводов, задвижки.

5. Технологический расчет трубопроводов

Технологический расчет трубопроводов заключается в определении оптимальных параметров трубопроводов (внутренний и наружный диаметры, толщина стенки), подборе насосного оборудования, расчете режима эксплуатации трубопроводов.

Трубопровод выполняет свое назначение, если он обеспечивает перекачку нефтепродукта при наименьших затратах. Это зависит от ряда параметров: диаметра труб, давления, создаваемого насосом, разности геодезических отметок начала и конца трубопровода и температуры перекачиваемого продукта.

Для правильной эксплуатации нефтебаз необходимо иметь гидравлические характеристики трубопроводно-насосных систем. При сооружении или реконструкции нефтебаз гидравлические расчеты выполняют проектные организации. На действующих нефтебазах эти операции производит технический персонал.

5.1 Гидравлический расчет трубопроводов

Цель гидравлического расчета - обеспечение заданной производительности перекачки. При применении насосной установки рассчитывается рабочий режим насосной установки, определяют мощность двигателя. Исходными данными являются: расход, физические свойства нефтепродуктов, профиль и план трассы, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопроводов.

Гидравлический расчет ведется для самых неблагоприятных условий эксплуатации трубопровода и для самых удаленных и высокорасположенных точек коммуникаций и объектов.

Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока по формуле:

где Q - производительность, м³/ч, принимаемая равной пропускной способности приемно-раздаточного устройства при наибольшей величине (табл.1)

н - скорость движения жидкости в трубах. м/с, принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов ( табл.2.)

Табл.1. Характеристика приемо-раздаточных устройств

Условный диаметр ПРУ, мм	Пропускная способность для нефти и нефтепродуктов, м3/ч	Пропускная способность для темных нефтепродуктов, м3/ч
ПРУ-100	50-70	23-40
ПРУ-150	100-150	70-100
ПРУ-200	180-250	120-170
ПРУ-250	300-450	170-300
ПРУ-300	400-600	250-400
ПРУ-350	600-850	350-500
ПРУ-400	700-1100	450-700
ПРУ-500	1100-1750	700-1100
ПРУ-600	1500-2500	1100-1750
ПРУ-700	2500-3950	1750-2950

Табл.2. Зависимость скорости от вязкости нефтепродуктов

Кинематическая вязкость нефтепродуктов, , м2/с	Средняя скорость, м/с
	Всасывание	Нагнетание
1,0-11,4	1,5	2,5
11,4-28,4	1,3	2,0
28,4-74,0	1,2	1,5
74,0-148,0	1,1	1,2
148,2-444,6	1,0	1,1
444,6-889,2	0,8	1,0

5.1.1 Произведем гидравлический расчет трубопроводов, используемых для перекачки ДЛ

На РВС-20000 устанавливаем приемо-раздаточные устройства с условным диаметров 700мм.

Выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

1. Находим диаметр

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки д=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки д=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

мм

3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

где Д_э- эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

Табл. 3.Значение абсолютной шероховатости.

Трубы	Состояние трубы	Дэ
Бесшовные стальные	Новые и чистые	0,01-0,02
Стальные сварные	Новые и чистые	0,03-0,12
Абсоцементные	Новые	0,05-0,1
Бетонные	Новые, из предварительно напряженного бетона	0-0,05
	Новые, центробежные	0,15-0,3

на всасывании

на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Re_пр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

Табл.4.Некоторые значения коэффициентов местного сопротивления.

№ п/п	Сопротивления	ж
1.	Колено сварное под углом 90°	1,3
2.	Фильтр для светлых нефтепродуктов	1,7
3.	Задвижка полностью открытая	0,05
4.	Тройник	2,0
5.	Колено сварное под углом 45°	0,30
6.	Обратный клапан в зависимости от диаметра трубы, мм	0,3
7.	Счетчик	10,0ч15,0

На линии всасывания:

3 задвижки ж=0,05

4 тройника ж=2,0

8 колен сваренных под углом 45° ж=0,30

Фильтр для светлых нефтепродуктов ж=1,7

Счетчик ж=10,0

Суммарное число ж=22,25

На линии нагнетания:

5 задвижки ж=0,05

6 колен сварных под углом 45° ж=0,3

5 тройников ж=2,0

Обратный клапан ж=0,3

Суммарное число ж=12,08

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуара

где - высота резервуара;

- коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

На выходе из резервуара выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

1. Находим диаметр

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки д=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки д=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

мм

3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

где Д_э- эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

на всасывании

на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Re_пр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего

случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

2 задвижки ж=0,05

4 тройника ж=2,0

4 колена сваренных под углом 45° ж=0,30

Суммарное число ж=9,3

На линии нагнетания:

5 задвижки ж=0,05

10 колен сварных под углом 45° ж=0,3

5 тройников ж=2,0

Фильтр для светлых нефтепродуктов ж=1,7

Обратный клапан ж=0,3

Счетчик ж=10,0

Суммарное число ж=25,25

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуар

где - высота резервуара;

- коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

Произведем гидравлический расчет трубопроводов, используемых для ДЛ

На РВС-20000 устанавливаем приемо-раздаточные устройства с условным диаметров 700мм.

Выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

1. Находим диаметр

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки д=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки д=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

мм

3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

где Д_э- эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

Табл. 3. Значение абсолютной шероховатости.

Трубы	Состояние трубы	Дэ
Бесшовные стальные	Новые и чистые	0,01-0,02
Стальные сварные	Новые и чистые	0,03-0,12
Абсоцементные	Новые	0,05-0,1
Бетонные	Новые, из предварительно напряженного бетона	0-0,05
	Новые, центробежные	0,15-0,3

на всасывании

на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Re_пр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

3 задвижки ж=0,05

4 тройника ж=2,0

8 колен сваренных под углом 45° ж=0,30

Фильтр для светлых нефтепродуктов ж=1,7

Счетчик ж=10,0

Суммарное число ж=22,25

На линии нагнетания:

5 задвижки ж=0,05

6 колен сварных под углом 45° ж=0,3

5 тройников ж=2,0

Обратный клапан ж=0,3

Суммарное число ж=12,08

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуарах

где - высота резервуара;

- коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с

понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

На выходе из резервуара выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

1. Находим диаметр

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки д=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки д=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

мм

3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

где Д_э- эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

на всасывании

на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Re_пр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

2 задвижки ж=0,05

4 тройника ж=2,0

4 колена сваренных под углом 45° ж=0,30

Суммарное число ж=9,3

На линии нагнетания:

5 задвижки ж=0,05

10 колен сварных под углом 45° ж=0,3

5 тройников ж=2,0

Фильтр для светлых нефтепродуктов ж=1,7

Обратный клапан ж=0,3

Счетчик ж=10,0

Суммарное число ж=25,25

На линии нагнетания:

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуар



где - высота резервуара;

- коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

6. Подбор насосно-силового оборудования

Для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазах используют центробежные, поршневые и шестеренчатые насосы. При необходимости применяют вакуумные насосы и эжекторы.

Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные и поршневые насосы.

Насос выбираем основываясь на типе приемо-раздаточного устройства.

В данном случае принимается ПРУ-700 для, обеих групп резервуаров, с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и на всасывании 2500 м³/с.

Исходя из этих данных выбираем центробежные насосы типа НК для ДЗ и ДЛ.

Типоразмер	Подача, м3/ч	Напор,м	Частота вращения, об/мин	КПД%
25НД-14х1	4000	216	2980	86

7. Сокращение потерь нефтепродукта от испарения

Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5 % от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.

Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара. Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект.

Газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5…3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. Особое значение исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода. Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев можно увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по трубопроводам газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосфере через дыхательную арматуру.

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3-4 года, а алюминиевой - 1,5 - 2 г.

Таблица 7. Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности.

Вид краски	Потери из резервуара в долях единицы	Сокращение потерь от вида окраски, %
1.Черная или красная (новый неокрашенный резервуар).	1,00	0
2.Белая краска (мл-12, ПХБ-1).	0,46	54
3.Алюминиевая старая обветренная после 2-3 лет эксплуатации.	0,82	18
4.Алюминиевая после0,5 - 1 года эксплуатации.	0,63	37
5.Алюминиевая свежая со сроком эксплуатации до 0,5 года.	0,56	44

Наиболее целесообразно применять резервуары с понтоном или с плавающей крышей, а также резервуары повышенного давления. В резервуары со стационарной крышей можно устанавливать диски-отражатели. Также эффективно хранить нефть и нефтепродукты в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. Газовая обвязка резервуаров дает наибольший эффект в резервуарных парках, где работа по приему и откачке совпадает как по производительности, так и по времени. В этом случае сохраняется значительное количество паров нефти и нефтепродуктов, которые перетекают из резервуара в резервуар. В то же время затраты на устройство газовых обвязок сравнительно невелики. Газовые обвязки рекомендуется выполнять по схеме, в которой все резервуары с нефтью или нефтепродуктами объединены в одну общую газоуравнительную систему. Это обеспечивает взаимозаменяемость всех резервуаров парка или группы резервуаров, связанных общими технологическими операциями.

Список использованной литературы

Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1988.

Арзунян А.С., Афанасьев В.А., Прохоров А.Д. Сооружение нефтегазохранилищ: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1986.

Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра, 1977.

Едигаров С.Г., Михайлов В.М. и др. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А., Маркова Л.М., Федорова Л.Я. Железнодорожные перевозки нефтей и нефтепродуктов. Учебное пособие. Тюмень, 1994.

Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А., Маркова Л.М., Федорова Л.Я., Хойрыш Г.А. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Курс лекций. Тюмень, 1998 г.

Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А. и др. Технологические нефтепроводы нефтебаз. Справочное издание. Тюмень, 1994.

Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Недра, 1981.

Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. Ленинград, Недра, 1978