Проектирование нефтебазы

Министерство науки и образования РТ

Альметьевский государственный нефтяной институт

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: «Проектирование нефтебазы»

2009

Содержание

Введение

1. Определение вместимости резервуарного парка

2. Выбор резервуаров

3. Расчет железнодорожной эстакады

3.1 Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

3.2 Расчет длины железнодорожной эстакады

4. Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

5. Расчет времени слива маршрута наибольшей грузоподъемности

6. Определение максимального расхода в коллекторе

7. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

8. Расчет количества наливных устройств в бочки

9. Расчет количества железнодорожных цистерн для вывоза нефтепродуктов

10. Гидравлический расчет технологического трубопровода

10.1 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения нефти (самый дальний резервуар для хранения светлых нефтепродуктов)

10.2 Выбор насоса для светлых нефтепродуктов

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

10.4 Выбор насоса для нефти

10.5 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения топочного мазута 100

10.6 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения топочного мазута Ф-5 с автоцистернами

Список использованной литературы

Введение

Система нефтеснабжения - одна из мощных и важных отраслей народного хозяйства. В настоящее время невозможно прогрессивное развитие почти ни одной отрасли промышленности, транспорта, сельского хозяйства без применения нефтепродуктов или продуктов нефтехимии, многие из которых используются также для бытовых нужд населения.

Операции, осуществляемые нефтебазами, условно разделяются на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся:

Прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепродуктопроводам, автомобильным, воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах и бочках);

Хранение нефтепродуктов в резервуарных и в тарных хранилищах;

Отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефти по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом;

Реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады;

Затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

Регенерация масел;

Компаундирование нефтепродуктов;

К вспомогательным операциям относятся:

Очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

Изготовление и ремонт нефтяной тары;

Производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

Ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

Эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

Нефтебазы подразделяются:

А) по характеру производимых операций – на перевалочные, распределительные, перевалочно-распределительные и хранения;

Б) по транспортным связям – на железнодорожные, водные, водно-железнодорожные, трубопроводные и глубинные, получающие нефтепродукт автотранспортом;

В) по номенклатуре поступающих и хранимых нефтепродуктов – на базы общего хранения и базы хранения светлых и темных нефтепродуктов, масел 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

Для наиболее удобного и бесперебойного проведения всех операций, а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпонованы в семи зонах.

Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещается:

Железнодорожные подъездные пути;

Погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

Технологические трубопроводы различного назначения;

Насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

Операторная для обслуживания персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещается:

Морские и речные грузовые пристани;

Насосные;

Береговые резервуарные парки;

Технологические трубопроводы;

Операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами:

Резервуарными парками;

Технологическими трубопроводами;

Насосными;

Операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерне, контейнеры и бочки, и имеет:

Автоэстакады для налива нефтепродукта в автоцистерны;

Разливочные для налива нефтепродукта в бочки;

Склады для затаренных нефтепродуктов;

Лаборатории для анализа качества нефтепродуктов;

Тарные склады;

Цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;

Цех по регенерации отработанных масел.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает:

Механическую мастерскую;

Котельную;

Электростанцию или трансформаторную подстанцию;

Цех по производству и ремонту нефтяной тары;

Водопроводные и сантехнические сооружения;

Материальный склад;

Топливный склад для нужд нефтебазы;

Объекты противопожарной службы.

Зона административного- хозяйственная, в которую входят:

Контора нефтебазы;

Пожарное дело;

Здание охраны нефтебазы;

Гараж.

Зона очистных сооружений включает:

Нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;

Пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;

Иловую площадку;

Насосную при нефтеловушке.

1 Определение вместимости резервуарного парка

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)

Определим проектный объем резервуарного парка ( в % от годового грузооборота нефтебазы.

где: - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц.

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

Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы:

где: - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы;

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

- годовой грузооборот нефтебазы, т/год;

− автобензин Аи-80

Находим массу хранимого нефтепродукта:

где: - масса хранимого на нефтебазе продукта, т;

- суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т.

− автобензин Аи-80

Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе:

где: - объем хранимого нефтепродукта,

- плотность нефтепродукта при С, т/

Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов

− автобензин Аи-80

Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка

2. Выбор резервуаров

Количество и объем резервуаров определяем в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03.-93.

Для бензинов и нефти, принимаем резервуары с понтоном.

Для масел – горизонтальные резервуары.

Сведем полученные данные в таблицу 5.

Таблица 5 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов

Резервуарный парк из 34 резервуаров.

Таблица 6 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

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

Определим общий номинальный объем резервуарного парка нефтебазы:

По СНиП 2.11.03-93 определяем, что нефтебаза относится к II категории.

Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железнодорожных путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и т.д.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти на территорию населенного пункта и т.д.

Резервуары следует размещать группами. Допустимая общая номинальная вместимость резервуаров объемом менее 50000 - 120000

Минимальные расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе: с понтоном 0,65Д, но не более 30 м, и 0,75Д со стационарной крышей, но не более 30 м.

Наземные резервуары объемом 400 м3 и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью до 4000 м3 каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется. Расстояние от этих резервуаров до резервуаров объемом более 400 м3 следует принимать не менее 15 м.

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

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. 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.

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.

Группа из резервуаров объемом 400 м3 и менее общей вместимостью до 4000 м3, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

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

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

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

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.

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.

Расстояние от наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до железнодорожных эстакад и автомобильных цистерн – 20 м, до продуктовых насосных станций, разливочных – 15 м. Расстояние от сливоналивных устройств для железнодорожных и автомобильных цистерн до продуктовых насосных станций, разливочных – 18 м для легковоспламеняющихся и 12 м для горючих нефтепродуктов.

Расчет высоты обвалования группы из 8 резервуаров с бензином и 4 с дизельным топливом номинальным объемом 3000 и 2000

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

.

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 0,29 + 0,2 = 0,49 м. Принимаем 1 м.

Расчет высоты обвалования группы из 2 резервуаров с нефтью, номинальным объемом 15000

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

.

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 3 + 0,2 = 3,2 м.

Принимаем 4 м.

Расчет высоты обвалования группы из 2 резервуаров с мазутом 100, номинальным объемом 1000 :

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 1,8 + 0,2 = 2 м.

Расчет высоты обвалования группы из 18 резервуаров с маслом, номинальным объемом 100 :

Площадь группы резервуаров:

Высота обваловки:

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 0,074+0,2 = 0,274 м.

Принимаем 0,5 м.

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.

Сливно-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки ж/д цистерн, располагаются на прямом участке ж/д тупика.

3.1 Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

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

где: - число прибывающих маршрутов в сутки;

- годовой грузооборот нефтебазы, т/год;

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

В результате вычислений получили, что количество прибываемых маршрутов в сутки на нефтебазу равен 0,66, следовательно, на нефтебазу будет приходить один маршрут каждый день.

В соответствии с процентным соотношением нефтепродукта от годового грузооборота определяем количество цистерн по сортам нефтепродуктов:

где:- количество цистерн, i-ым нефтепродуктом, шт.;

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

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

- коэффициент неравномерности подачи цистерн (=1,2);

- грузоподъемность железнодорожной цистерны с i-ым нефтепродуктом.

- автобензин Аи-80

Таблица 8 - Количество цистерн по типам нефтепродуктов

Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 26 цистерн емкостью по 60 т:

светлые нефтепродукты – 12 цистерн,

темные нефтепродукты – 14 цистерн.

3.2 Расчет длины железнодорожной эстакады

Для маршрутных сливо-наливных операций разработано типовые эстакады, позволяющие производить только налив нефтепродуктов светлых, темных и масел, а так же комбинированные эстакады для слива и налива нефтепродуктов.

Для слива светлых нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 12 постов слива с 3 коллекторами.

1 коллектор - 2 цистерны Аи-80, 2 цистерны Аи-92;

2 коллектор - 2 цистерны Аи-95, 2 цистерны Аи-98;

3 коллектор - 2 цистерны ДЛ, 2 цистерны ДЗ.

Длину железнодорожной эстакады рассчитаем по формуле:

где:

- длина железнодорожной эстакады;

- число цистерн по типам, входящие в маршрут;

к- число цистерн в маршруте;

- длина цистерн различных типов по осям автосцепления (для цистерны грузоподъемности 60 т )

- длина двусторонней эстакады для слива светлых нефтепродуктов.

Для слива темных нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 18 постов слива с 2 коллекторами, для слива масел принимаем одиночные сливные устройства с принудительным сливом через нанос.

1 коллектор- 7 цистерн с нефтью;

2 коллектор- 1 цистерна с мазутом 100.

Индивидуальные сливные устройства №1-6 по одной цистерны масел М-10В2С, М-14В2, М-14Г2 ТАД-17п, Т-22, Т-46.

- длина двусторонней эстакады для слива темных нефтепродуктов.

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 средне-минимальной температуре нефтепродукта (-16°С).

Сливное устройство АСН-7Б имеет следующие размеры:

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

=0,6 м – длина сливного патрубка цистерны;

=0,315 м – длина присоединительной головки;

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

– высота сливного устройства.

Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка:

d=0,212 м – внутренний диаметр сливного патрубка.

Для Аи-80 находим расчетную вязкость при данной температуре:

Значения коэффициентов:

,

,

,

,

Таблица 9 - Определение расчетной вязкости

Находим число Рейнольдса:

Определение числа Рейнольдса при 5% заполнение цистерны:

При Re<10000 значение коэффициента расхода определяется по графику (рис. 1), при Re>10000 значение определяется по формуле:

Рис.1. Коэффициент расхода патрубков сливных приборов железнодорожных цистерн и средств герметизации слива:1 – универсальный сливной прибор по данным З.И.Геллера; 2 – универсальный сливной прибор по данным ВНИИСПТнефть;3 – сливной прибор Утешинского по даннымЗ.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 – установкаАСН-7Б; 8 – установка УСН - 175М; 9 – установкаУСН-175 с действующим монитором; 10 – установкаСЛ-9.

Находим время полного слива цистерны:

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:

Аналогично произведем расчет слива всех нефтепродуктов и сведем все полученные результаты в таблицу 10.

Таблица 10 - Расчет времени слива

5. Расчет времени слива наибольшей грузоподъемности

Количество цистерн, сливаемых по коллектору.

Первый коллектор: Слив Аи-80, Аи-92 – 4 цистерн.

Второй коллектор: Слив Аи-95, Аи-98 – 4 цистерн.

Третий коллектор: Слив дизельного топлива ДЛ и ДЗ – 4 цистерн.

Четвертый коллектор: Слив мазута топочного – 2 цистерны.

Пятый коллектор: Слив нефти – 7 цистерн.

Индивидуальные сливные устройства №1-6 по одной цистерне масел М-10В2С, М-14В2, М-14Г2 ТАД-17п, Т-22, Т-46.

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 13 цистерн и время слива последней цистерны.

Tн=4∙6+32=56 мин.

Следовательно, время слива всего маршрута 56 мин.

6. Определение максимального расхода в коллекторе

Расход определяется с учетом неодновременности 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 определятся по формуле:

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

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

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

Аналогичным образом будет определятся расход из всех остальных цистерн.

Для бензинов:

=326,72 с – время слива цистерны.

- время обслуживания одной цистерны, равное 4 мин.

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=0,198+0,085=0,283м3/c

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

7. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

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

Подача насоса: 60 .

Коэффициент использования 0,7.

Время работы в сутки 24 часа.

Все автоцистерны перевозящие нефтепродукты одной марки: ППЦ-14 на шасси Зил-Т 30В1, каждая автоцистерна вместимостью 14 .

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

Для бензина Аи-80:

- суточный расход реализации i-го нефтепродукта;

- коэффициент использования АСН;

- расчетная производительность АСН;

- коэффициент неравности потребления нефтепродуктов;

- плотность нефтепродукта;

- время работы АСН в сутки.

С нефтебазы автотранспортом увозится 40 % бензина, 40% дизтоплива, 100% мазута от общего груза.

Определим количество цистерн по формуле:

Округляем до целого числа в большую сторону, то есть 3.

Таблица 12 - Расчет необходимого количества наливных стояков

8. Расчет количества наливных устройств в бочки

Разливочная оборудуется раздаточными кранами автоматического действия АСП-5П, с характеристикой:

Производительность - 8 ;

Коэффициент использования - 0,5;

Время работы 260 дней в год по 8 час.

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

Для М-10В2С:

где: - суточный расход реализации i-го нефтепродукта;

- коэффициент использования раздаточного крана;

- расчетная производительность раздаточного крана;

- коэффициент неравности потребления нефтепродуктов;

- плотность нефтепродукта;

- время истечения в сутки.

С нефтебазы в бочкотаре автотранспортом вывозится 30% масел от общего грузооборота. Определим количество бочек по формуле:

Округляем до целого числа в большую сторону, то есть 6.

Таблица 13 - Расчет необходимого количества раздаточных кранов

9. Расчет количества железнодорожных цистерн для вывоза нефтепродуктов

В соответствие с процентным содержанием нефтепродуктов от годового грузооборота определим количества по сортам нефтепродуктов. Для бензина АИ-80

где:

- количество цистерн с i- ым нефтепродуктом, шт.;

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

- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;

- грузоподъемность железнодорожной цистерны с i- ым нефтепродуктом.

С нефтебазы ж/д транспортом увозится 60% бензина, 60% дизельного топлива, 100% нефти и 70% масел от общего груза.

Отгрузка нефтепродуктов осуществляется ж/д цистернами грузоподъемности 60 т. Так как доставка нефтепродуктов осуществляется каждый день, то отгрузку будем производить так же ежедневно.

Таблица 14 - Количество цистерн по типам нефтепродуктов

Маршрут состоит из 18 цистерн емкостью по 60 т.

10 Гидравлический расчет технологического трубопровода

10.1 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения бензина (самый дальний резервуар для хранения светлых нефтепродуктов)

Гидравлический расчет будем вести при средне-минимальной температуре нефтепродукта.

Кинематическая вязкость Аи-80: v-20 = 0,92۰10-6 м2/с;

Длина всасывающей линии: Lвc = 18 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвc = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м;

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ=250 м;

Геодезическая отметка насосной станции zнс=249,7м;

Эквивалентная шероховатость труб kэ=0,05 мм.

Таблица 15 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Длина нагнетательной линии Lнаг = 301,5 м;

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dнаг = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м;

Геодезическая отметка резервуара zрез = 248,5 м;

Высота взлива резервуара hвзл=12,75 м.

Таблица 16 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Па – атмосферное давление;

Па – давление насыщенных паров бензина при 22,9 °С определяется по графику

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 ReкрI < Re < ReкрII, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне смешанного трения, 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:

8.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 0,231 + 0,775 – 0,3 = 0,706 м

9. Проверка всасывающего трубопровода на холодное кипение паров бензина.

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

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 ReкрI < Re < ReкрII, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне смешанного трения, 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:

8.Полная потеря напора на нагнетательной линии:

Hнаг = hτ.наг + hмнагс + Δz = 3,87 + 1,15 + 11,55 = 16,57 м

Гидравлический расчет всасывающей линии (внутрибазовая перекачка)

Таблица 17 - Местные сопротивления

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2.Скорость движения потока:

3.Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

4.Критическое значение числа Рейнольдса:

Так как ReкрI < Re < ReкрII, режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в зоне смешанного трения, 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:

8.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 3,87 + 0,541 – 1,8 = 2,611 м

9. Проверка всасывающей трубопровода на холодное кипение паров бензина.

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

Гидравлический расчет всасывающей линии (трубопровод для налива в автоцистерны)

Подача насоса АСН 60 м3/час;

Длина всасывающей линии: Lвс = 223,5 м

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05 мм

Геодезическая отметка резервуара zрез = 247,8 м

Геодезическая отметка станции налива zс = 246,6 м

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

Таблица 18 – Местные сопротивления на 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:

8.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 0,016 + 0,0016 -0,3 = -0,28 м

9. Проверка всасывающей трубопровода на холодное кипение паров бензина.

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

10.2 Выбор насоса для светлых нефтепродуктов

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

Выбираем насос 16НД-10 с подачей Q=2200 м3/ч.

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

Гидравлический расчет будем вести при средне-минимальной температуре нефтепродукта.

Кинематическая вязкость нефти:

Длина всасывающей линии: Lвс = 12 м

Наружный диаметр всасывающей трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина станки с трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ = 249,8 м

Геодезическая отметка насосной станции zнс = 249,5 м

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05мм

Таблица 19 – Местные сопротивления на всасывающей линии

Длина нагнетательной линии Lнаг = 137 м

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка резервуара zрез = 248,5 м

Высота взлиза резервуара hвзл = 15,3 м

Таблица 20 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Гидравлический расчет всасывающей линии

1.Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3.Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

Так как Re < 2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

4. Потери напора по длине трубопровода:

5.Потери напора на местные сопротивления:

6.Потеря напора на преодоление сил тяжести:

7.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 0,34 + 0,0036 – 0,3 = 0,05 м

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2.Скорость движения потока:

3.Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

Так как Re < 2300, режим ламинарный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

4. Потери напора по длине трубопровода:

5.Потери напора на местные сопротивления:

6.Потеря напора на преодоление сил тяжести:

7.Полная потеря напора на нагнетательной линии:

Hнаг = hτ.наг + hм.наг + Δz = 2,48 + 0,0027 + 14,3= 16,78м

10.4 Выбор насоса для нефти

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

Выбираем насос 10НД-10х2 с подачей Q=100 м3/ч.

10.5 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего железнодорожную эстакаду для темных нефтепродуктов с резервуаром для хранения топочного мазута 100

Выберем группу из двух параллельно работающих поршневых насосов НТ-45 с подачей Q=175 м3/ч каждый.

Кинематическая вязкость мазута:

Длина всасывающей линии: Lвс = 12 м

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады zэ = 249,8 м

Геодезическая отметка насосной станции zнс = 249,5 м

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05мм

Таблица 21 – Местные сопротивления на всасывающей линии

Длина нагнетательной линии Lнаг = 85 м

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dнаг = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка резервуара z = 249 м

Высота взлива резервуара hвзл = 10,2 м

Таблица 22 – Местные сопротивления на нагнетательной линии

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:

8.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 0,268 + 0,23 – 0,3 = 0,2 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:

8.Полная потеря напора на нагнетательной линии:

Hнаг = hτ.наг + hм.наг + Δz = 0,06 + 0,042 + 9,7 = 9,802 м

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

10.6 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения топочного мазута 100 с автоцистернами

Судочасовая норма налива темных нефтепродуктов: Q = 600м3/ч

Выбираем группу из 4-х параллельно работающих поршневых насосов НТ-45 с подачей: Q=175м3/ч

Кинематическая вязкость мазута:

Длина всасывающей линии: Lвс = 253,5 м

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка резервуара zр = 249 м

Геодезическая отметка станции налива zнс = 248,2 м

Минимальная высота взлиза в резервуаре hвзл = 1,5 м

Эквивалентная шероховатость труб kэ = 0,05мм

Таблица 23 – Местные сопротивления на всасывающей линии

Длина нагнетательной линии Lнаг = 30 м

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Dвс = 0,377 м

Толщина стенки трубопровода δ = 0,0045 м

Геодезическая отметка автоэстакады zпр = 248 м

Таблица 24 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Гидравлический расчет всасывающей линии

1.Внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3.Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

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:

4. Потери напора по длине трубопровода:

5.Потери напора на местные сопротивления:

6.Потеря напора на преодоление сил тяжести:

7.Полная потеря напора на всасывающей линии:

Hвс = hτ.вс + hм.вс + Δz = 4,33+ 0,23 = 4,56 м

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Внутренний диаметр трубопровода:

2.Скорость движения потока:

3.Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

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:

4.Потери напора по длине трубопровода:

5.Потери напора на местные сопротивления:

6.Потеря напора на преодоление сил тяжести:

7.Полная потеря напора на нагнетательной линии:

Hнаг = hτ.наг + hм.наг + Δz +hст= 0,51+0,32-0,2= 0,63м

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

Выбираем насос 10НД-10 с подачей Q=700 м3/ч.

Список использованной литературы

1. Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. – М.: Недра, 1973. – 366 с.

2. Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. – М.: Недра, 1999. – 267 с.

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

4. Типовые расчеты по проектированию и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для ВУЗов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак и др. – Уфа: Дизайн – Полиграф Сервис, 2002. – 658 с.

5. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др.; под ред. Л. И. Быкова. – Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с.