Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Нефтепродукты - смеси углеводородов и некоторых их производных, а также индивидуальные химические соединения, получаемые при переработке нефти и используемые в качестве топлив, смазочных материалов, электроизоляционных сред, растворителей, дорожных покрытий, нефтехимического сырья и для других целей. Значительная часть нефтепродуктов представляет собой смеси отдельных углеводородных компонентов, содержащие различные добавки и присадки, улучшающие свойства нефтепродуктов и повышающие стабильность их эксплуатационных характеристик.

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, входит в состав промышленных, транспортных, энергетических и др. предприятий (ТЭЦ, речных и мор. портов и т.д.). Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов c одного вида транспорта на другой, например c ж/д и трубопроводного в нефтеналивные суда, как морские, так и речные. Перевалочные нефтепроводы, расположенные на замерзающих водных путях, имеют большой резервуарный парк, обеспечивающий хранение всего запаса нефтепродуктов, реализуемых в межнавигационный период. Распределительные нефтебазы снабжают потребителей нефтепродуктами непосредственно либо c филиалов и автозаправочных станций. Распределительные нефтебазы подразделяются на оперативные базы (местные потребности и сезонное хранение), обеспечивающие также компенсацию сезонной и месячной неравномерности потребления и завоза нефтепродуктов, и их филиалы. Перевалочно-распределительные нефтебазы выполняют функции перевалочных и распределительных одновременно. Призаводские нефтебазы предназначены для приёма и подготовки сырья (нефти и нефтепродуктов) для переработки на нефтехимических или нефтеперерабатывающих заводах, a также хранения и отпуска продуктов переработки на перевалочные и распределительные нефтебазы. Призаводские нефтебазы часто располагаются на территорию перерабатывающих предприятий и имеют общее c ними энергетические хозяйства и инженерные коммуникации.

Hефтебазы различают:

по характеру операций - перевалочные, распределительные, перевалочно-распределительные и призаводские;

по способу снабжения - водные (морские и речные), железнодорожные, трубопроводные и глубинные, получающие нефтепродукты автотранспортом;

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов и нефтей.

По СНиП 2.11.03.-93. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице 1.

Таблица 1 - Склады нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м	Общая вместимость склада, м
1	--	Св. 100000
2	--	Св. 20000до 100000включ.
3а	До 5000 включ.	Св. 10000 до 20000включ.
3б	До 2000 включ.	Св. 2000 до 10000 включ.
3в	До 700 включ.	До 2000 включ.

B систему инженерных сооружений нефтебазы входят: основные объекты - технологические трубопроводы, насосные и компрессорные станции, погрузочно-разгрузочные ж/д и автомобильные эстакады, нефтеналивные причалы, резервуары, сливно-наливные устройства; вспомогательные объекты - расфасовочные, операторные, очистные сооружения, механические и сварочные мастерские, бондарные, пропарочные установки, котельные, трансформаторные подстанции, водопроводные и сантехнические коммуникации, склады материалов и др.
Операции, осуществляемые на нефтебазах, условно разделяются на основные и вспомогательные.

Основные операции: приём нефтепродуктов; хранение нефтепродуктов; распределение нефтепродуктов в ж/д цистерны, нефтеналивные суда и по трубопроводам; замер, учёт, определение качества нефтепродуктов и оформление товарно-транспортной документации. При выполнении основных операций производят внутрибазовые и перегрузочные работы, a также при необходимости разогрев нефтепродуктов.

Вспомогательные операции: приём и регенерация отработанных масел; очистка и обезвоживание нефтепродуктов; восстановление качества масел и топлив; очистка нефтесодержащих промышленных стоков и балластных вод танкеров; ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; ремонт и изготовление тары; эксплуатация котельных, трансп. и энергетических устройств. Состав и объём основных и вспомогательных операций зависят от товарооборота и производственных задач нефтебазы и не являются одинаковыми для всех нефтебаз.

Сооружают нефтебазы преимущественно на ровных площадках, как правило, вблизи источников водо- и энергоснабжения на устойчивых горных породах, выдерживающих нагрузку не ниже 0,1 МПa. Водные нефтебазы располагают в основном ниже (по течению реки) причалов, речных вокзалов, ГЭС и т.д. Нефть и нефтепродукты хранят в нефтяных резервуарах.

Перекачку нефти и нефтепродуктов осуществляют при помощи насосов, располагаемых в стационарных или плавучих насосных станциях, или при помощи передвижных насосных установок. B случае благоприятного рельефа местности отпуск нефтепродуктов может вестись самотёком. Для выдачи нефтепродуктов потребителям применяют автоматизирующие установки налива в ж/д и автомобильные цистерны. Ha морских и речных нефтебазах, для приёма и отпуска нефтепдуктов нефтеналивным судам применяют стендеры.

Сооружение нефтебазы обеспечивает более равномерное снабжение и эффективное управление распределением нефтепродуктов.

1. Определение вместимости резервуарного парка

Расчет производится по [4].

Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов.

Резервуары - наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно.

Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта.

Таблица 2 - Объемы месячного поступления и реализации нефтепродуктов на нефтебазах (% от годового грузооборота)

Показатели	Месяцы
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
Количество поступивших нефтепродуктов	1,9	3,4	4,8	6,9	8,8	12,6	16,6	17,2	13,8	9,6	3,2	1,2
Количество реализованных нефтепродуктов	2,1	2,9	5,1	7,4	10,9	15,6	18,1	15,9	11,4	8,1	1,5	1
Месячный остаток	-0,2	0,5	-0,3	-0,5	-2,1	-3	-1,5	1,3	2,4	1,5	1,7	0,2
Сумма месячных остатков ?V	-0,2	0,3	0	-0,5	-2,6	-5,6	-7,1	-5,8	-3,4	-1,9	-0,2	0

1. Проектный объем резервуарного парка (Vp) в % от годового грузооборота нефтебазы определяется по формуле:

(1)

Где ?Vmax и ?Vmin - максимальный и минимальный суммарные остатки нефте- продуктов за месяц.

Определим долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка в соответствии с его процентным содержанием в годовом грузообороте.

2. Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы для Аи-80:

(2)

,

где ПРGн/б - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы;

Gн/пр - годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год;

Gн/б -годовой грузооборот нефтебазы, т/год.

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

3. Находим массу хранимого нефтепродукта для Аи-80:

 (3)

Мн/п ,

где Мн/п - масса хранимого на нефтебазе продукта, т;

Мр - суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т.

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

4. Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе для Аи-80:

(4)

Vн/п ,

где Vн/п - объем хранимого нефтепродукта, м3;

рн/п - плотность нефтепродукта при 20°С ,т/м3.

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Плотности, т/м3
автобензин Аи-80	0,73
автобензин Аи-92	0,75
автобензин Аи-95	0,77
автобензин Аи-98	0,78
дизельное топливо ДЛ	0,84
дизельное топливо ДЗ	0,84
топочный мазут 100	1,00
топочный мазут 40	0,92
нефть	0,75
масло моторное М-14В2	0,91
масло моторное М-14г2	0,91
масло авиационное МС-14	0,89
масло турбинное т-22	0,90
масло турбинное т-46	0,895

Сведем полученные значения в таблицу

Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка

Тип нефтепродукта	% от годового грузооборота	Масса, т	Объем, м3
1	2	3	4
автобензин Аи-80	5,05	1147,00	1571,23
автобензин Аи-92	8,47	1924,00	2565,33
автобензин Аи-95	8,47	1924,00	2498,70
автобензин Аи-98	8,31	1887,00	2419,23
дизельное топливо ДЛ	5,21	1184,00	1417,96
дизельное топливо ДЗ	5,86	1332,00	1585,71
топочный мазут 100	10,42	2368,00	2368,00
топочный мазут 40	3,91	888,00	965,22
нефть	41,04	9324,00	12432,00
масло моторное М-14В2	0,81	185,00	203,30
масло моторное М-14г2	1,04	236,80	260,22
масло авиационное МС-14	0,52	118,40	133,03
масло турбинное т-22	0,41	92,50	102,78
масло турбинное т-46	0,47	107,30	119,89

2. Выбор резервуаров

цистерна нефтепродукт железнодорожный резервуарный

Количество и объем резервуаров определим по необходимому объему для хранения нефтепродуктов (таблице 4) в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93. Для бензинов и нефти принимаем резервуары с понтоном.

Для дизельных топлив, мазута - резервуары со стационарной крышей.

Для масел - горизонтальные резервуары.

Сведем полученные данные в таблицу 5.

Таблица 5 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Объем, м3	Тип резервуара	Количество, шт.
автобензин Аи-80	1571,23	РВСП-2000	1
автобензин Аи-92	2565,33	РВСП-3000	1
автобензин Аи-95	2498,70	РВСП-3000	1
автобензин Аи-98	2419,23	РВСП-3000	1
дизельное топливо ДЛ	1417,96	РВС-1000	2
дизельное топливо ДЗ	1585,71	РВС-1000	2
топочный мазут 100	2368,00	РВС-1000	3
топочный мазут 40	965,22	РВС-1000	1
нефть	12432,00	РВСП-5000	3
масло моторное М-14В2	203,30	РГЦ-100	3
масло моторное М-14г2	260,22	РГЦ-100	3
масло авиационное МС-14	133,03	РГЦ-100	2
масло турбинное т-22	102,78	РГЦ-100	2
масло турбинное т-46	119,89	РГЦ-100	2

Резервуарный парк состоит из 27 резервуаров.

Таблица 6 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных резервуаров [7, приложение 2]

Номинальный объем,м3	Основные параметры резервуаров, м
	Со стационарной крышей	С плавающей крышей
	Диаметр, Д	Высота, H	Диаметр, Д	Высота, H
1000	10,4	12,0	12,3	9,0
2000	15,2	12,0	15,2	12,0
3000	19,0	12,0	19,0	12,0
5000	21,0	15,0	22,8	12,0
10000	28,5	18,0	28,5	18,5

Таблица 7 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных горизонтальных резервуаров

Номинальный объем, м3	Основные параметры, м, резервуаров
	Диаметр, D	Длина, L, при днище
		плоском	коническом
100	3,2	12,0	12,7

Определим номинальный объем резервуарного парка нефтебазы:

(5)

Общий номинальный объём резервуарного парка нефтебазы составляет:

Согласно СНиП 2.11.03-93, такая нефтебаза относится ко II категории складов.

Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, ж/д путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках имеющих более высокие отметки по сравнению с отметками территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, а также при размещении складов нефти и нефтепродуктов у берегов рек на расстоянии 200 м и менее от уреза воды (при максимальном уровне)следует предусматривать дополнительные мероприятия исключающие при аварии резервуаров возможность слива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта или предприятия, на пути железных дорог общей сети или в водоем.

Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям.

Ширина обсыпки грунтом определяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости, при этом расстояние от стенки вертикального резервуара (цилиндрического и прямоугольного) до бровки насыпи или от любой точки стенки горизонтального (цилиндрического) резервуара до откоса насыпи должно быть не менее 3 м.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м3 и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м3 и более.

Минимальное расстояние между резервуарами расположенными в одной группе: с понтоном 0,65D, но не более 30 м и 0,75D - со стационарной крышей, но не более 30 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: для наземных резервуаров номинальным объемом 20 000 м3 и более - 60 м, объемом до 20 000 м3 - 40 м.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять:

- каждый резервуар объемом 20 000 м3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м3;

- резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;

- резервуары для хранения этилированных бензинов от других резервуаров группы.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

- 1 ,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м3 и более;

- 0,8 м - для остальных резервуаров.

Резервуары в группе следует располагать:

- номинальным объемом менее 1000 м3 - не более чем в четыре ряда;

- объемом от 1000 до 10 000 м3 - не более чем в три ряда;

- объемом 10 000 м3 и более - не более чем в два ряда. [7]

Расчет высоты обвалования группы из 3 резервуаров с бензином номинальным объемом РВСП-3000 м3 и 1 резервуара объемом РВСП-2000 м3

,

где S - площадь обвалования

,

Принимаем высоту 1,14м.



Рисунок 1 - Схема расстановки резервуаров с бензином

Расчет высоты обвалования группы из 3 резервуаров с нефтью, номинальным объемом 5000 м3

Площадь группы резервуаров:

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 1,3+ 0,2 = 1,5 м.

Рисунок 2 - Схема расстановки резервуаров с нефтью

Расчет высоты обвалования группы из 4 резервуаров с дизельным топливом, номинальным объемом 1000 м3

лощадь группы резервуаров:

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h+0,2= 0,83 + 0,2 = 1,03 м.

Рисунок 3 - Схема расстановки резервуаров с дизельным топливом.

Расчет высоты обвалования группы из 4 резервуаров с мазутом, номинальным объемом 1000 м3

Площадь группы резервуаров: ,

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,83 + 0,2 = 1,03 м.



Рисунок 4 - Схема расстановки резервуаров с мазутом флотским Ф-12.

Расчет высоты обвалования группы из 12 резервуаров с маслом, номинальным объемом 100 м3

Площадь группы резервуаров: ,

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,075+0,2 = 0,275 м. Принимаем 0,5 м

Рисунок 5 - Схема расстановки резервуаров с маслом.

3. Расчет железнодорожной эстакады

Нефтебазы, на которые доставляются нефтепродукты по железной дороге, соединяются с главными путями железной дороги подъездной веткой. На самой территории нефтебазы устраиваются сливо-наливные пути, часто тупикового типа.

Длина подъездной ветки зависит от местных условий, длина и число тупиков - от длины принимаемых составов, грузооборота нефтебазы и сортности прибывающих и отгружаемых нефтепродуктов. Устройство и эксплуатация подъездных путей и сливных устройств ведутся в соответствии с существующими нормами и правилами строительства и эксплуатации железной дороги.

Сливо-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки железнодорожных цистерн, располагаются параллельно.

3.1 Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

Число ж/д маршрутов, прибывающих в течение суток, определим по формуле.

(6)

Nм ,

где Nм -число прибывающих маршрутов в сутки;

Qг -годовой грузооборот нефтебазы, т/год;

Рм - грузоподъемность одного маршрута, т (принимаем равным 1500 т).

В результате вычислений получили, что количество пребываемых маршрутов в сутки на нефтебазу равно 1,0. Следовательно, на нефтебазу будет приходить один маршрут каждый день.

Определим количество цистерн по сортам нефтепродуктов:

(7)

где ni - количество цистерн с i-тым нефтепродуктом, шт.;

Qi - годовой грузооборот нефтебазы по i-тому нефтепродукту, т/год;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется в зависимости от соотношения промышленных и сельскохозяйственных потребителей нефтепродуктов; принимаем для всех видов топлив Кн = 1,2; для масел и смазок Кн = 1,8 (промышленность потребляет 70%));

К1 - коэффициент неравномерности подачи цистерн (принимаем К -1,2);

qi - грузоподъемность железнодорожной цистерны с i-тым нефтепродуктом (по воде);

Для Аи-92: ,

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

Доставка нефтепродуктов осуществляется железнодорожными цистернами грузоподъемностью 60 тонн.

Таблица 8 - Количество цистерн по типам нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Цистерны	Максимальное количество цистерн в маршруте
автобензин Аи-80	1,019	2
автобензин Аи-92	1,710	2
автобензин Аи-95	1,710	2
автобензин Аи-98	1,677	2
дизельное топливо ДЛ	1,052	2
дизельное топливо ДЗ	1,184	2
топочный мазут 100	2,104	3
топочный мазут 40	0,789	1
нефть	8,285	9
масло моторное М-14В2	0,164	1
масло моторное М-14г2	0,210	1
масло авиационное МС-14	0,105	1
масло турбинное т-22	0,082	1
масло турбинное т-46	0,095	1

Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 30

цистерн емкостью по 60 т:

­ светлые нефтепродукты - 12 цистерн

­ темные нефтепродукты - 18 цистерн.

3.2 Расчет длины ж/д эстакады

Длину железнодорожной эстакады рассчитываем по следующей формуле:

(8)

где LЭ - длина железнодорожной эстакады.

аi - число цистерн по типам, входящих в маршрут.

к - число цистерн в маршруте.

li - длина цистерн, различных типов по осям автосцепления (для цистерны грузоподъёмности 60 тонн li= 12,02м ([1], стр. 18, табл. 1.2).

Для слива светлых нефтепродуктов выбираем комбинированную двустороннюю эстакаду на 12 постов с 3 коллекторами:

коллектор №1 - 2 цистерны Аи-80 и 2 цистерна Аи-92 ;

коллектор №2 - 2 цистерны Аи-95 и 2 цистерны Аи-98;

коллектор №3 - 2 цистерны ДТЛ и 2 цистерны ДТЗ

LЭ =0,5•12•12,02 = 72,12 м.

Для слива темных нефтепродуктов выбираем комбинированную двустороннюю эстакаду на 18 постов с 2 коллекторами:

коллектор №1 -9 цистерны с нефтью;

коллектор №2 - 2 цистерны стопочным мазутом 100 и 2 с топочным мазутом 40

Индивидуальные сливные устройства №1-5 по одной цистерны масел: М-14Г2, М-14В2, МС-14, Т-22, Т-46.

LЭ = 0,5•18•12,02 = 108,18 м.

Осуществляется нижний слив нефтепродуктов.

Установки для нижнего слива и налива нефтепродуктов шарнирно - сочлененного исполнения выпускают 3-х типов: УСН - без подогрева, УСПН - с подогревом; УСНПЭ - с электроподогревом. Условные проходы патрубков: 150, 175, 200, 250 и 300 мм. В настоящее время разработаны и выпускаются установки нижнего слива и налива нефтепродуктов типов АСН-7Б, АСН-8Б и СПГ-200.

Установки АСН-7Б применяются для слива и налива маловязких нефтепродуктов. Установка АСН-8Б оборудована паровой рубашкой, позволяющей подогревать сливаемый продукт и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время. Эти устройства применяются для слива и налива вязких нефтепроводов.

Для слива светлых нефтепродуктов принимаем установку АСН-7Б; для слива темных нефтепродуктов и масел - АСН-8Б.

4. Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Расчет времени слива для светлых нефтепродуктов проводим при температуре самой холодной пятидневки года (-28°С [7], для мазутов, нефти при температуре перекачки (+8°С) ; масел - при соответствующей температуре перекачки.

1. Сливное устройство АСН - 7Б имеет следующие размеры:

h - расстояние от оси коллектора до нижней образующей котла цистерны.

h = hl+h2+h3 (9)

h=.,

где hl =0,6 м - длина сливного патрубка цистерны;

h2=0,315 м - длина присоединительной головки;

h3 =0,541 м - расстояние от присоединительной головки до оси коллектора.

2. Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка

(10)

,

где d=0,212 м - внутренний диаметр сливного патрубка.

3. Для Аи-80 находим расчетную вязкость при данной температуре

Значения коэффициентов

 (11)

.

(12)

.

(13)

,

,

где ?т - расчетная кинематическая вязкость, мм2/с;

?1, ?2 - кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т1, Т2, мм2/с;

a, b - эмпирические коэффициенты.

Таблица 9 - Расчет кинематической вязкости нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	?1, мм2/с	T1,К	?2, мм2/с	T2,К	Тр, К	b	а	?, мм2/с
автобензин Аи-80	0,64	283	0,58	293	245	-3,57	7,96	1,04
автобензин Аи-92
автобензин Аи-95
автобензин Аи-98
дизельное топливо ДЛ	8	283	6	293	245	-3,63	8,88	38,55
дизельное топливо ДЗ	7	283	5	293	245	-4,49	10,95	49,70
топочный мазут 100	118	353	50	373	318	-3,55	9,37	1014,82
топочный мазут 40	57,7	353	30	373	303	-3,11	8,18	695,84
нефть	45	290	32	295	281	-5,34	13,38	91,59
масло моторное М-14В2	120	323	14	373	303	-4,00	10,36	488,04
масло моторное М-14г2	120	323	14	373	303	-4,00	10,36	488,04
масло авиационное МС-14	9,6	323	14	373	303	0,98	-2,44	8,23
масло турбинное т-22	35,2	313	23	323	288	-3,90	9,93	141,62
масло турбинное т-46	35,2	313	23	323	288	-3,90	9,93	141,62

4. Находим число Рейнольдса

(14)

5. При Re>10000 значение коэффициента расхода определяется по формуле

(15)

6. При Re<10000 определяем число Рейнольдса при 5% заполнение цистерны

(16)

По полученным значениям чисел Рейнольдса для полной и заполненной на 5% цистерны определяем коэффициенты расхода по рисунку 6.

Средний коэффициент расхода определяется по формуле:

(17)

Рисунок 6 - Коэффициент расхода патрубков сливных приборов железнодорожных цистерн и средств герметизации слива: где 1- универсальный сливной прибор по данным З.И.Геллера; 2- универсальный сливной прибор по данным ВНИИСПТнефть; 3- сливной прибор Утешинского по данным З.И.Геллера; 4 - сливной прибор Утешинского по данным ВНИИСПТнефть; 5 - универсальный сливной прибор по данным В.М. Свистова; 6 - сливной прибор Утешинского по данным В.М. Свистова; 7 - установка АСН-7Б; 8 - установка УСН - 175М; 9 - установка УСН-175 с действующим монитором; 10 - установка СЛ-9

7. Находим время полного слива цистерны с бензином

(18)



где D=2,8 м - диаметр котла цистерны;

L=10,31 м - длина котла цистерны.

Если производится закрытый слив нефтепродуктов, необходимо ввести поправочный коэффициент в зависимости от отношения h/D

Рисунок 7-График зависимости поправочного коэффициента от отношения

(19)

Аналогично произведем расчет времени слива остальных нефтепродуктов. Сведем полученные результаты в таблицу 10.

Таблица 10 - Расчет времени слива

Тип нефтепродукта	?, мм2/с	Rе100%	?1	Rе5%	?2	?0	?0, с	?, мин
1	2	3	4	5	6	7	8	9
автобензин Аи-80	1,04	1860394,1	0,775	-	-	0,775	531,76	5,32
автобензин Аи-92
автобензин Аи-95
автобензин Аи-98
дизельное топливо ДЛ	38,55	50248,2	0,770	-	-	0,770	535,55	5,36
дизельное топливо ДЗ	49,70	38982,6	0,768	-	-	0,768	536,68	5,37
топочный мазут 100	1014,8	1909,0	0,653	1169,0	0,270	0,462	923,10	9,23
топочный мазут 40	695,8	2784,0	0,687	1704,9	0,290	0,489	852,41	8,52
нефть	91,59	21151,9	0,762	-	-	0,762	542,27	5,42
масло моторное М-14В2	488,04	3969,5	0,711	2430,8	0,315	0,513	803,26	8,03
масло моторное М-14г2	488,04	3969,5	0,711	2430,8	0,315	0,513	803,26	8,03
масло авиационное МС-14	8,23	235452,7	0,774	-	-	0,774	532,69	5,33
масло турбинное т-22	141,62	13679,6	0,755	-	-	0,751	548,47	5,48
масло турбинное т-46	141,62	13679,6	0,755	-	-	0,751	548,47	5,48

5. Расчет времени слива наибольшей грузоподъемности

Количество цистерн, сливаемых по коллекторам.

Первый коллектор: слив Аи-80, Аи-92, Аи-95, Аи-98 - 8 цистерн.

Второй коллектор: слив дизельного топлива ДЛ и ДЗ - 4 цистерны.

Третий коллектор: слив топочного мазута 100 и топочного мазута 40 - 4 цистерны.

Четвертый коллектор: слив нефти - 9 цистерн.

Таким образом, время слива всего маршрута будет определяться временем слива нефти. Принимаем, что на каждом коллекторе работает по одной бригаде сливщиков. Обслуживание цистерны равно 4 минутам. Время слива будет складываться из времени обслуживания 8 цистерн и время слива последней цистерны.

Tн=8•4+5,32= 37,32 мин.

Следовательно, время слива всего маршрута 37,32 минут.

6. Определение максимального расхода в коллекторе

Расход определяют с учетом не одновременности начала слива из различных цистерн. Время запаздывания ?? складывается из времени, затраченного на подготовительные операции - открытие люка цистерны и подключение сливного трубопровода. Расход из первой цистерны при нижнем сливе нефтепродукта самотеком, откуда только начался слив, будет определяться по следующей формуле:

(20)

Если из второй цистерны слив начался раньше на ??, то часть нефтепродукта из нее сольется, и истечение будет происходить с расходом:

(21)

Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2 времени будет равен:

(22)

Расход из i-й цистерны, слив из которой начался раньше на , будет равен:

(23)

Аналогичным образом будет определяться расход из всех остальных цистерн.

Для бензина:

? = 319,05 с - время слива цистерны.

?? = 4 мин - время обслуживания 1 цистерны.

.,

Расход из 2-й цистерны:

.,

Расход из 3-й цистерны:

Таким образом, одновременно будет сливаться 2 цистерны.

Максимальный расход в коллекторе Qp равен:

Qp =q1+q2 (24)

Qp =0,203+0,0843=0,287 м3/c

Аналогично произведем расчет времени слива остальных нефтепродуктов.

В связи с тем, что возможное количество одновременно сливающихся цистерн может превышать реально сливающихся, то в этом случае за расчетное количество цистерн будет приниматься реальное число цистерн.

Таблица 11 - Определение максимальных расходов

Тип нефтепродукта	Возможное количество одновременно сливающихся цистерн	qi, м3/с	Qmax, м3/с
		№ цистерны
		1	2	3	4	5
автобензин Аи-80	2	0,203	0,0843	-	-	0,287
автобензин Аи-92	2
автобензин Аи-95	2
автобензин Аи-98	2
дизельное топливо ДЛ	2	0,2012	0,0846	-	-	0,286
дизельное топливо ДЗ	2	0,2008	0,0847	-	-	0,286
топочный мазут 100	3	0,1168	0,0763	0,0352	-	0,228
топочный мазут 40	1	0,1264	0,0796	0,0257	-	0,126
нефть	9	0,1987	0,0852	-	-	0,284
масло моторное М-14В2	1	0,1342	0,0818	0,0070	-	0,134
масло моторное М-14г2	1	0,1342	0,0818	0,0070	-	0,134
масло авиационное МС-14	1	0,2023	0,0844	-	-	0,202
масло турбинное т-22	1	0,1965	0,0856	-	-	0,196
масло турбинное т-46	1	0,1965	0,0856	-	-	0,196

7. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

С нефтебазы автотранспортом вывозится:

бензинов - 70%;

дизтоплива - 60%;

мазута - 100%.

Площадка налива оборудуется системами налива (АСН) типа: АСН-5П, с характеристикой:

Подача насоса 60 м3/час;

Коэффициент использования 0,7;

Время работы в сутки 24 ч.

Все автоцистерны перевозящие нефтепродукты одной марки: ППЦ-20 на шасси Камаз-44108, каждая автоцистерна вместимостью 20 м3.

Расчет количества наливных стояков ведется исходя из годового грузооборота для каждого нефтепродукта:

(25)

где Qcyтi - суточный реализация i-ого нефтепродукта;

Ки - коэффициент использования АСН;

qн - расчетная производительность АСН;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;

?i - плотность нефтепродукта;

? - время работы АСН в сутки.

Qсут=

N=

Определим количество цистерн по формуле

(26)

Таблица 12 - Расчет необходимого количества наливных стояков

Тип нефтепродукта	Qcyт, т	?, т/м3	Количество АСН	Количество цистерн
			расчетное	итоговое	расчетное	итоговое
автобензин Аи-80	29,726	0,73	0,048	1	2,348	3
автобензин Аи-92	49,863	0,75	0,079	1	3,324	4
автобензин Аи-95	49,863	0,77	0,077	1	3,238	4
автобензин Аи-98	48,904	0,78	0,075	1	3,135	4
дизельное топливо ДЛ	29,589	0,84	0,042	1	1,772	2
дизельное топливо ДЗ	52,603	0,84	0,075	1	3,131	4
топочный мазут 100	87,671	1,00	0,104	1	4,384	5
топочный мазут 40	32,877	0,92	0,043	1	1,787	2

8. Расчет количества наливных устройств для налива в бочки

С нефтебазы в бочка- таре автотранспортом вывозится масел - 100%.

Разливочная оборудуется раздаточными кранами автоматического действия

АСН-5П, с характеристикой:

Производительность 8 м3/час;

Коэффициент использования 0,5;

Время работы 260 дней в год по 8 ч;

Налив производится в бочки объемом 200 л.

Расчет количества раздаточных кранов ведется исходя из годового грузооборота для каждого нефтепродуктов.

- для М-14В2

,

(25)

где Qcyтi - суточный реализация i-oгo нефтепродукта;

Ки - коэффициент использования раздаточного крана;

qн - расчетная производительность раздаточного крана;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;

?i - плотность нефтепродукта;

? - время работы разливочной в сутки.

Определим количество бочек по формуле

 (26)

Таблица 13 - Расчет необходимого количества раздаточных кранов

Тип нефтепродукта	Qcyт, т	?, т/м3	Количество кранов	Количество бочек
			расчетное	итоговое	расчетное	итоговое
масло моторное М-14В2	0,91	9,615	0,594	1	52,832	53
масло моторное М-14г2	0,91	12,308	0,761	1	67,625	68
масло авиационное МС-14	0,89	6,154	0,389	1	34,572	35
масло турбинное т-22	0,90	4,808	0,300	1	26,709	27
масло турбинное т-46	0,90	5,577	0,351	1	31,156	32

9. Расчет количества железнодорожных цистерн для вывоза нефтепродуктов

С нефтебазы при помощи ж/д вывозится бензин - 30%, дизельное топливо - 40%, нефть - 100%.

В соответствие с процентным содержанием нефтепродуктов от годового грузооборота определим количества по сортам нефтепродуктов.

-автобензин АИ-80:

(27)

где Qcyтi - суточный реализация i-oгo нефтепродукта;

Ки - коэффициент использования раздаточного крана;

qн - расчетная производительность раздаточного крана;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;

?i - плотность нефтепродукта;

? - время работы разливочной в сутки.

Отгрузка нефтепродуктов осуществляется ж/д цистернами грузоподъемности 60т.

Так как доставка нефтепродуктов осуществляется каждый день, то отгрузку будем производить так же ежедневно.

Таблица 14 - Количество цистерн по типам нефтепродуктов

Тип нефтепродуктов	Цистерны	Максимальное количество цистерн в маршруте
автобензин Аи-80	0,255	1
автобензин Аи-92	0,427	1
автобензин Аи-95	0,427	1
автобензин Аи-98	0,419	1
дизельное топливо ДЛ	0,395	1
дизельное топливо ДЗ	0,701	1
нефть	6,904	7

Маршрут состоит из 13 цистерн емкостью по 60 т.

10 Гидравлический расчет технологического трубопровода и выбор насосного оборудования

10.1 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения бензина Аи-92

Гидравлический расчет будем вести при температуре холодной пятидневки года (-28°С).

Кинематическая вязкость Аи-92: v-28 = 1,04•10-6 м2/с ;

Длина всасывающей линии: Lвc = 28,8 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвc = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ=140,2 м;

Геодезическая отметка насосной станции zнс=139,4 м;

Эквивалентная шероховатость труб kэ=0,05 мм .

Таблица 15 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество	?вс
Фильтр	1	1,7
Задвижка	3	0,15

Длина нагнетательной линии Lнаг = 165,0 м;

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dнаг = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка резервуара zрез = 136,9 м;

Высота взлива резервуара hвзл=10,2 м.

Таблица 16 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество	?наг
Фильтр	1	1,7
Задвижка	4	0,15
Поворот под 90°	3	0,3

Гидравлический расчет всасывающей линии.

1. Внутренний диаметр трубопровода:

Dвc = Dвc - 2? (28)

Dвc

2. Скорость движения потока:

(29)

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(30)

4. Критическое значение числа Рейнольдса:

(31)

.

(32)

.

Т.к. ReкрI < Re < ReкрII режим течения турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

(33)

5. Потери напора по длине трубопровода:

(34)

6. Потери напора на местные сопротивления:

(35)

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

(36)

8. Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = h?.вс + hм.вс + ?z м. (37)

Hвс = 0,377 + 0,798 - 0,8 = 0,376 м.

9. Проверка всасывающей трубопровода на холодное кипение паров бензина.

Ps=57000 • exp[-0,0327(Tнк-Т)]= 57000 • exp[-0,0327(308-306,5)]= 54271,6Па

где Tнк=35°С=308 К - температура начала кипения бензина.

T=33,5°С=306,5 К - температура максимального жаркого периода.

Условие, которое должно выполняться, чтобы не произошло срыва потока:

(38)

Ps = 54271,6 Па - давление насыщенных паров бензина при 33,50С

Pa = 1,013? 105 Па - атмосферное давление

?? =718 - плотность бензина при температуре 33,50С

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

Dвc = Dвc - 2? (39)

Dвc

2. Скорость движения потока:

(40)

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(41)

4. Критическое значение числа Рейнольдса:

(42)

.

(43)

.

Т.к. ReкрI < Re < ReкрII режим течения турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

(44)

5. Потери напора по длине трубопровода:

(45)

6. Потери напора на местные сопротивления:

(46)

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

?z = zрез+hвзл-zнс, (38)

8. Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hнаг = h?.наг + hм.наг + ?z (47)

Hнаг = 2,162 + 1,188+7,7 = 11,05 м.

Гидравлический расчет всасывающей линии (внутрибазовая перекачка)

Таблица 17 - Местные сопротивления

Тип местного сопротивления	Количество	?наг
Задвижка	4	0,15
Поворот под 90°	3	0,3

1. Внутренний диаметр трубопровода:

Dвc = Dвc - 2? (48)

Dвc

2. Скорость движения потока:

, (49)

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(50)

4. Критическое значение числа Рейнольдса:

 (51)

.

(52)

.

Т.к. ReкрI < Re < ReкрII режим течения турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода:

6. Потери напора на местные сопротивления:

(35)



7. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

8. Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = h?.вс + hм.вс + ?z

Hвс = 2,162+0,557 -2,3 = 0,42 м.

9. Проверка всасывающей трубопровода на холодное кипение паров бензина.

Ps=57000 • exp[-0,0327(Tнк-Т)]= 57000 • exp[-0,0327(308-306,5)]= 54271,6 Па

где Tнк=35°С=308 К - температура начала кипения бензина.

T=33,5°С=306,5 К - температура максимального жаркого периода.

Условие, которое должно выполняться, чтобы не произошло срыва потока:

Ps = 54271,6 Па - давление насыщенных паров бензина при 33,50С

Pa = 1,013? 105 Па - атмосферное давление

?? =718 - плотность бензина при температуре 33,50С

Гидравлический расчет всасывающей линии (трубопровод для налива в автоцистерны бензина Аи-98).

Подача насоса АСН 60 м3/час;

Длина всасывающей линии: Lвс = 316,2 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05 мм;

Геодезическая отметка резервуара zрез = 136,9 м;

Геодезическая отметка станции налива zс = 139,4 м;

Минимальная высота взлива в резервуаре h min взл = 1,5 м.

Таблица 18 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество	?наг
Задвижка	4	0,15
Поворот по 900	4	0,3

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

4. Критическое значение числа Рейнольдса:

Так как Re < ReкрI, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода:

6. Потери напора на местные сопротивления:

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести

?z = zнс - zрез- hвзлmin

?z =139,4 - 136,9- 1,5= 1,0 м.

8. Полная потеря напора на всасывающей линии

Hвс = h?.вс + hм.вс + ?z=0,022 + 0,00235 +1,0= 1,03м.

9. Проверка всасывающей трубопровода на холодное кипение паров бензина.

Ps=57000 • exp[-0,0327(Tнк-Т)]= 57000 • exp[-0,0327(308-306,5)]= 54271,6 Па

где Tнк=35°С=308 К - температура начала кипения бензина.

T=33,5°С=306,5 К - температура максимального жаркого периода.

Условие, которое должно выполняться, чтобы не произошло срыва потока:

Ps = 54271,6 Па - давление насыщенных паров бензина при 33,50С

Pa = 1,013? 105 Па - атмосферное давление

?? =718 - плотность бензина при температуре 33,50С

10.2 Выбор насоса для светлых нефтепродуктов

Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях, при соответствующих объемной подаче:

10.3 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения нефти

Гидравлический расчет будем вести при температуре +8°С.

Кинематическая вязкость нефти: ;

Длина всасывающей линии: Lвс = 20 м;

Наружный диаметр всасывающей трубопровода Dвс = 0,377 м;

Толщина станки с трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ = 140,2 м;

Геодезическая отметка насосной станции zнс = 139,4 м;

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05мм .

Таблица 19 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество	?наг
Фильтр	1	2,2
Задвижка	3	0,15

Длина нагнетательной линии Lнаг = 210,5 м;

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dвс = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка резервуара zрез = 138,4 м;

Высота взлиза резервуара hвзл = 11,03 м.

Таблица 20 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество	?наг
Фильтр	1	1,7
Задвижка	4	0,15
Поворот под 900	2	0,3

Гидравлический расчет всасывающей линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

Так как Re < ReкрI, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется:

4. Потери напора по длине трубопровода

5. Потери напора на местные сопротивления

6. Потеря напора на преодоление сил тяжести

?z = zнс - zэ

?z =139,4- 140,2= -0,8 м.

7. Полная потеря напора на всасывающей линии

Hвс = h?.вс + hм.вс + ?z

Hвс = 0,616 + 0,967 - 0,8= 0,782 м.

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

Так как Re < ReкрI, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется:

4. Потери напора по длине трубопровода

5. Потери напора на местные сопротивления

6. Потеря напора на преодоление сил тяжести

?z = zрез +hвзл- zнс

?z = 138,4+ 11,03 - 139,4= 10,03 м.

7. Полная потеря напора на нагнетательной линии

Hнаг = h?.наг + hм.наг + ?z

Hнаг = 6,464+ 1,056 + 10,03=17,6 м.

10.4 Выбор насоса для нефти

Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях, при соответствующей объемной подаче:

10.5 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения топочного мазута 40

Выберем группу из трех параллельно работающих центробежных насосов 10НГ-6х1 с подачей Q=450 м3/ч, напором 54м. каждый.

Кинематическая вязкость мазута: ;

Длина всасывающей линии: Lвс = 20,0 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ = 140,2 м;

Геодезическая отметка насосной станции zнс = 139,4 м;

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05 мм.

Таблица 21 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество
Фильтр	1	2,2
Задвижка	3	0,15

Длина нагнетательной линии Lвс = 303,3 м;

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dвс = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода ? = 0,0045 м;

Геодезическая отметка резервуара zрез = 137,4 м;

Высота взлива резервуара hвзл = 10,2 м.

Таблица 22 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество
Вход в резервуар	1	1
Задвижка	5	0,15
Поворот под 900	3	0,3

Гидравлический расчет всасывающей линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

4. Критическое значение числа Рейнольдса:

Так как Re < ReкрI, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода:

6. Потери напора на местные сопротивления:

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести

?z = zнс - zэ

?z =139,4 - 140,2 = -0,8 м.

8. Полная потеря напора на всасывающей линии

Hвс = h?.вс + hм.вс + ?z

Hвс =1,66+ 1,68- 0,8= 2,54 м.

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:



4. Критическое значение числа Рейнольдса:

Так как Re < ReкрI, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода:

6. Потери напора на местные сопротивления:

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести

?z = zрез +hвзл- zнс

?z =137,4 + 10,2 - 139,4= 8,2 м.

8. Полная потеря напора на нагнетательной линии

Hнаг = h?.наг + hм.наг + ?z

Hнаг = 11,8302+1,6806+8,2=21,71 м.

9. Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающий и нагнетательной линиях, при соответствующей объемной передаче:

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ.- М.: Недра, 1973.-367 с.

2. Лурье М.В., Макаров. С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов.- М.: Недра, 1999.- 349 с.

3. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. -Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. - 658 с. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А.

4. Ульшина К.Ф., Каримова И.М. Проектирование нефтебаз: Методическое указание по выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование газонефтехранилищ» для студентов, обучающихся по специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. - 36 с.

5. Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз.- Ленинград.: Недра, 1978.- 423с

6. СНиП 23-01-99 Строительная климатология. Москва, «ГОССТРОЙ РОССИ», 2003г.

7. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. - М.: ГУП ЦПП, 2007. - 41 с.

8. ГОСТ 10585-99. «Топливо нефтяное. Мазут.» ОАО "ВНИИ НИ", протокол № 15-99 от 28 мая 1999 г.

9. ГОСТ 10227-86 «Топлива для реактивных двигателей», 1986. протокол № 3-93 Межгосударственного Совета по стандартизации, метрологии и сертификации.

Размещено на Allbest.ur