Разработка проекта резервуарного парка для хранения нефтепродуктов

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

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:

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

2) Хранение нефтепродуктов в резервуарных и в тарных хранилищах;

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

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

5) Затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

6) Регенерация масел;

7) Компаундирование нефтепродуктов;

К вспомогательным операциям относятся:

1) Очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

2) Изготовление и ремонт нефтяной тары;

3) Производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

4) Ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

5) 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

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара,	Общая вместимость склада,
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.

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

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

1) Железнодорожные подъездные пути;

2) Погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

3) Технологические трубопроводы различного назначения;

4) Насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

5) Операторная для обслуживания персонала эстакады.

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

1) Морские и речные грузовые пристани;

2) Насосные;

3) Береговые резервуарные парки;

4) Технологические трубопроводы;

5) Операторные.

3. Зона хранения представлена следующими объектами:

1) Резервуарными парками;

2) Технологическими трубопроводами;

3) Насосными;

4) Операторными.

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

1) Автоэстакады для налива нефтепродукта в автоцистерны;

2) Разливочные для налива нефтепродукта в бочки;

3) Склады для затаренных нефтепродуктов;

4) Лаборатории для анализа качества нефтепродуктов;

5) Тарные склады;

6) Цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;

7) Цех по регенерации отработанных масел.

5. Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает:

1) Механическую мастерскую;

2) Котельную;

3) Электростанцию или трансформаторную подстанцию;

4) Цех по производству и ремонту нефтяной тары;

5) Водопроводные и сантехнические сооружения;

6) Материальный склад;

7) Топливный склад для нужд нефтебазы;

8) Объекты противопожарной службы.

6. Зона административного- хозяйственная, в которую входят:

1) Контора нефтебазы;

2) Пожарное дело;

3) Здание охраны нефтебазы;

4) Гараж.

7. Зона очистных сооружений включает:

1) Нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;

2) Пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;

3) Иловую площадку;

4) 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)

Показатели	Месяцы
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
Количество поступивших нефтепродуктов	0	3,2	8,6	7,1	9,3	9,7	13,9	15,2	13,5	15,6	3,9	0
Количество реализованных нефтепродуктов	3,1	2,8	5,3	7,2	14,6	15,6	16,1	18,2	7,1	4,6	3,3	2,1
Месячный остаток	-3,1	0,4	3,3	-0,1	-5,3	-5,9	-2,2	-3	6,4	11	0,6	-2,1
Сумма месячных остатков ДV	-3,1	-2,7	0,6	0,5	-4,8	-10,7	-12,9	-15,9	-9,5	1,5	2,1	0

1. 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.

2. 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

3. Находим массу хранимого нефтепродукта:

где: - масса хранимого на нефтебазе продукта, т; - суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т.

? автобензин Аи-80

4. Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе:

где: - объем хранимого нефтепродукта, - плотность нефтепродукта при С, т/

Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Плотности, т/м3
Автобензин Аи-80	0,755
Автобензин Аи-92	0,77
Автобензин Аи-95	0,725
Автобензин Аи-98	0,725
Дизельное топливо ДЛ	0,835
Дизельное топливо ДЗ	0,845
Топочный мазут 100	0,99
Нефть	0,75
Масло моторное М-10В2С	0,9
Масло моторное М-14В2	0,91
Масло моторное М-14Г2	0,91
Масло авиационное МС-14	0,9
Масло авиационное МС-20	0,9
Масло трансмиссионное ТАД-17п	0,9
Масло индустриальное ИС-12	0,867
Масло индустриальное ИС-20	0,9

? автобензин Аи-80

Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка

Тип нефтепродукта	% от годового грузооборота	Масса, т	Объем,
Автобензин Аи-80	9	4860	6437,09
Автобензин Аи-92	10	5400	7012,99
Автобензин Аи-95	9,33	5040	6951,72
Автобензин Аи-98	7	3780	5213,79
Дизельное топливо ДЛ	7,1	3834	4591,62
Дизельное топливо ДЗ	6,67	3600	4260,36
Топочный мазут 100	4,17	2250	2272,73
Нефть	42,97	23202	30936,00
Масло моторное М-10В2С	0,63	342	380,00
Масло моторное М-14В2	0,57	306	336,26
Масло моторное М-14Г2	0,43	234	257,14
Масло авиационное МС-14	0,42	225	250,00
Масло авиационное МС-20	0,38	207	230,00
Масло трансмиссионное ТАД-17п	0,4	216	240,00
Масло индустриальное ИС-12	0,43	234	269,90
Масло индустриальное ИС-20	0,5	270	300,00

2. Выбор резервуаров

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

Для бензинов, нефти принимаем вертикальные резервуары с понтоном, для дизельных топлив, мазута вертикальные резервуары со стационарной крышей.

Для масел - горизонтальные резервуары.

Сведем полученные данные в таблицу 5.

Таблица 5 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Объем	Тип резервуара	Количество
Автобензин Аи-80	6437,09	РВСП-3000	3
Автобензин Аи-92	7012,99	РВСП-5000	2
Автобензин Аи-95	6951,72	РВСП-5000	2
Автобензин Аи-98	5213,79	РВСП-3000	2
Дизельное топливо ДЛ	4591,62	РВС-3000	2
Дизельное топливо ДЗ	4260,36	РВС-3000	2
Топочный мазут 100	2272,73	РВС-1000	3
Нефть	30936,00	РВСП-20000	2
Масло моторное М-10В2С	380,00	РГЦ-100	4
Масло моторное М-14В2	336,26	РГЦ-100	4
Масло моторное М-14Г2	257,14	РГЦ-100	3
Масло авиационное МС-14	250,00	РГЦ-100	3
Масло авиационное МС-20	230,00	РГЦ-100	3
Масло трансмиссионное ТАД-17п	240,00	РГЦ-100	3
Масло индустриальное ИС-12	269,90	РГЦ-100	3
Масло индустриальное ИС-20	300,00	РГЦ-100	3

Резервуарный парк из 44 резервуаров.

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

Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров, м
	Со стационарной крышей	С плавающей крышей
	Диаметр, Д	Высота, H	Диаметр, Д	Высота, H
1000	12,33	8,94	12,33	8,94
3000	18,98	11,92	18,98	11,92
5000	22,8	11,92	22,8	11,92
20000	45,6	11,92	45,6	11,92

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 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 9 резервуаров с бензином и 4 резервуаров с дизельным топливом номинальным объемом 5000 и 3000м3:

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

h = .

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 0,33 + 0,2 = 0,53 м. Принимаем 1 м.

Расчет высоты обвалования группы из 2 резервуаров с нефтью, номинальным объемом 20 000 :

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

h = .

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 2,57 + 0,2 = 2,77 м.

Расчет высоты обвалования группы из 3 резервуаров с мазутом топочным, номинальным объемом 1000 :

Площадь группы резервуаров: .

Высота обваловки:

h = 0,75 м.

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 0,75 + 0,2 = 0,95 м. Принимаем 1 м.

Расчет высоты обвалования группы из 26 резервуаров с маслом, номинальным объемом 100 :

Площадь группы резервуаров:

Высота обваловки:

h =

Общая высота обваловки:

H = h + 0,2 = 0,042+0,2 = 0,242 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.

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 0,79, 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

Тип нефтепродукта	цистерны	максимальное количество цистерн
Автобензин Аи-80	1,775	2
Автобензин Аи-92	1,973	2
Автобензин Аи-95	1,841	2
Автобензин Аи-98	1,381	2
Дизельное топливо ДЛ	1,401	2
Дизельное топливо ДЗ	1,315	2
Топочный мазут 100	0,822	1
Нефть	8,476	9
Масло моторное М-10В2С	0,187	1
Масло моторное М-14В2	0,168	1
Масло моторное М-14Г2	0,128	1
Масло авиационное МС-14	0,123	1
Масло авиационное МС-20	0,113	1
Масло трансмиссионное ТАД-17п	0,118	1
Масло индустриальное ИС-12	0,128	1
Масло индустриальное ИС-20	0,148	1

Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 30 цистерн емкостью по 60 т:

- светлые нефтепродукты - 12 цистерн,

- темные нефтепродукты - 18 цистерн.

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 тремя коллекторами.

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

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

3 коллектор - 2 цистерна ДЛ, 2 цистерна 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 )

.

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

1 коллектор- 9 цистерн с нефтью;

2 коллектор- 1 цистерна с мазутом топочным 100.

Индивидуальные сливные устройства №1-8 по одной цистерны масел М-10В2С, М-14М-14 МС-14, МС-20, ТАД-17п, ИС-12, ИС-20.

- 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 (-19°С).

1. 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.

2. Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка:

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

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

Значения коэффициентов:

,

,

,

,

Таблица 9 - Определение расчетной вязкости

Наименование нефтепродукта	н1, мм2/с	T1,К	н2, мм2/с	T2,К	Тр, К	b	а	н, мм2/с
Автобензин Аи-80	0,64	283	0,58	293	254	-3,5740	7,9622	0,9102
Автобензин Аи-92
Автобензин Аи-95
Автобензин Аи-98
Дизельное топливо ДЛ	8	283	6	293	254	-3,6340	8,8850	24,2616
Дизельное топливо ДЗ	7	283	5	293	254	-4,4852	10,9473	27,3054
Топочный мазут 100	118	353	50	373	333	-3,5529	9,3689	356,1117
Нефть	45	290	32	295	254	-5,3437	13,3785	2356,3812
Масло моторное М-10В2С	91	323	12	373	298	-3,9781	10,2747	505,4394
Масло моторное М-14В2	120	323	14,5	373	303	-3,9178	10,1491	471,8791
Масло моторное М-14Г2	120	323	14,5	373	303	-3,9178	10,1491	471,8791
Масло авиационное МС-14	96	323	14	373	303	-3,6743	9,5176	323,9906
Масло авиационное МС-20	160	323	20,5	373	308	-3,5251	9,1888	405,5701
Масло трансмиссионное ТАД-17п	110	323	18	373	308	-3,2856	8,5549	244,8320
Масло индустриальное ИС-12	12,6	323	3,64	373	278	-3,8525	9,7186	101,2960
Масло индустриальное ИС-20	71,3	293	18,2	323	288	-3,8324	9,7230	95,7214

4. Находим число Рейнольдса:

5. 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:

6. 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:

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 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 - установкаАСН-7Б; 8 - установка УСН - 175М; 9 - установкаУСН-175 с действующим монитором; 10 - установка СЛ-9.

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

Таблица 10 - Расчет времени слива

Тип нефтепродукта	, /с	Re,100%	Re, 5%		,c	мин
автобензин Аи-80	0,9102	2128301,3	1303313,0	0,7751	531,75	6
автобензин Аи-92
автобензин Аи-95
автобензин Аи-98
дизельное топливо ДЛ	24,2616	79848,5	48897,0	0,7717	534,04	6
дизельное топливо ДЗ	27,3054	70947,6	43446,3	0,7713	534,34	6
топочный мазут 100	356,1117	5440,0	3331,3	0,2875	1433,53	15
нефть	2356,3812	822,1	503,4	0,2450	1682,20	17
масло моторное М-10В2С	505,4394	3832,8	2347,1	0,2750	1498,69	15
масло моторное М-14В2	471,8791	4105,4	2514,0	0,2825	1458,90	15
масло моторное М-14Г2	471,8791	4105,4	2514,0	0,2825	1458,90	15
масло авиационное МС-14	323,9906	5979,3	3661,6	0,2925	1409,02	15
масло авиационное МС-20	405,5701	4776,6	2925,1	0,2855	1443,57	15
масло трансмиссионное ТАД-17п	244,8320	7912,6	4845,4	0,3000	1373,80	14
масло индустриальное ИС-12	101,2960	19124,7	11711,4	0,7610	541,60	6
масло индустриальное ИС-20	95,7214	20238,4	12393,5	0,7617	541,05	6

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 цистерны.

Третий коллектор: Слив дизельного топлива ДЛ и ДЗ - 4 цистерны.

Четвертый коллектор: Слив мазута 100 - 1 цистерна.

Пятый 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+17=49 мин.

Следовательно, время слива всего маршрута 49 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:

=319,04 с - время слива цистерны.

- время обслуживания одной цистерны, равное 4 мин.

Расход второй цистерны:

.

Расход третьей цистерны:

<0

Таким образом, будет сливаться только 2 цистерны.

Максимальный расход в коллекторе будет равен:

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 нефтепродуктов	Возможное количество одновременно сливаемых цистерн	,	,
		N цистерн
		1	2	3	4	5	6
Автобензин Аи-80	2	0,2027	0,0843	-	-	-	-	0,2869
Автобензин Аи-92	2
Автобензин Аи-95	2
Автобензин Аи-98	2
Дизельное топливо ДЛ	2	0,2018	0,0845	-	-	-	-	0,2863
Дизельное топливо ДЗ	2	0,2017	0,0845	-	-	-	-	0,2862
Топочный мазут 100	1	0,0752	0,0569	0,0427	0,0251	-	-	0,0752
Нефть	9	0,0641	0,0503	0,0400	0,0288	0,0116	-	0,1948
Масло моторное М-10В2С	1	0,0719	0,0550	0,0421	0,0267	-	-	0,0719
Масло моторное М-14В2	1	0,0739	0,0562	0,0424	0,0258	-	-	0,0739
Масло моторное М-14Г2	1	0,0739	0,0562	0,0424	0,0258	-	-	0,0739
Масло авиационное МС-14	1	0,0765	0,0576	0,0429	0,0244	-	-	0,0765
Масло авиационное МС-20	1	0,0747	0,0566	0,0426	0,0254	-	-	0,0747
Масло трансмиссионное ТАД-17п	1	0,0784	0,0587	0,0432	0,0230	-	-	0,0784
Масло индустриальное ИС-12	1	0,0704	0,0301	-	-	-	-	0,0704
Масло индустриальное ИС-20	1	0,1436	0,0613	-	-	-	-	0,1436

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 30 % бензина, 50% дизтоплива, 100% топочного 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

Тип нефтепродукта	т	,	Кол-во АСН	Кол-во цистерн
			Расчет	Итог	Расчет	Итог
Автобензин Аи-80	22,192	0,755	0,0350	1	2,100	3
Автобензин Аи-92	24,658	0,77	0,0381	1	2,287	3
Автобензин Аи-95	23,014	0,725	0,0378	1	2,267	3
Автобензин Аи-98	17,260	0,725	0,0283	1	1,701	2
Дизельное топливо ДЛ	29,178	0,835	0,0416	1	2,496	3
Дизельное топливо ДЗ	27,397	0,845	0,0386	1	2,316	3
Топочный мазут 100	34,247	0,99	0,0618	1	2,471	3

7. 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 100 % масел от общего грузооборота. Определим количество бочек по формуле:

Округляем до целого числа в большую сторону, то есть 29.

Таблица 13 - Расчет необходимого количества раздаточных кранов

Тип нефтепродукта	, т.		Количество кранов	Количество бочек
			Расчет	итог	расчет	итог
Масло моторное М-10В2С	5,205	0,9	0,325	1	28,919	29
Масло моторное М-14В2	4,658	0,91	0,288	1	25,591	26
Масло моторное М-14Г2	3,562	0,91	0,220	1	19,569	20
Масло авиационное МС-14	3,425	0,9	0,214	1	19,026	20
Масло авиационное МС-20	3,151	0,9	0,197	1	17,504	18
Масло трансмиссионное ТАД-17п	3,288	0,9	0,205	1	18,265	19
Масло индустриальное ИС-12	3,562	0,867	0,231	1	20,540	21
Масло индустриальное ИС-20	4,110	0,9	0,257	1	22,831	23

8. 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 70 % бензина, 50% дизтоплива, 100% нефти 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

Тип нефтепродуктов	Цистерны	Максимальное количество цистерн в маршруте
Автобензин Аи-80	1,036	2
Автобензин Аи-92	1,151	2
Автобензин Аи-95	1,074	2
Автобензин Аи-98	0,805	1
Дизельное топливо ДЛ	0,584	1
Дизельное топливо ДЗ	0,548	1
Нефть	10,595	11

Маршрут состоит из 20 цистерн емкостью по 60 т.

9. Гидравлический расчет технологического трубопровода

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

Гидравлический расчет будем вести при средне-минимальной температуре нефтепродукта.

Кинематическая вязкость ;

Длина всасывающей линии L = 18 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода Двс =0,377 м;

Толщина стенки трубопровода м;

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады = 217 м;

Геодезическая отметка насосной станции м;

Эквивалентная шероховатость труб мм.

Таблица 15 - Местные сопротивления на всасывающей линии

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

Длина нагнетательной линии L = 369,5 м;

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода Днаг = 0,377 м;

Толщина стенки трубопровода м;

Геодезическая отметка резервуара м;

Высота взлива резервуара м.

Таблица 16 - Местные сопротивления на нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество
Фильтр	1	1,7
Задвижка	4	0,15
Поворот под	3	0,3

Па - давление насыщенных паров бензина при 24,2 °С определяется по графику (Рис. 2).

Рис. 2. Влияние температуры на давление насыщенных паров: 1 - А-76; 2,3 - А-76 северный; 4 - Аи-92 летний; 5 - А-76 южный

Гидравлический расчет всасывающей линии

1. Находим внутренний диаметр трубопровода:

.

2. Скорость движения потока:



3. Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе:

4. Критические значения числа Рейнольдса:

Так как , 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:

9. Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполняться, чтобы не произошло срыва потока:

Па - давление насыщенных паров бензина при 24,2 °С, Па - атмосферное давление.

Условие выполняется.

Гидравлический расчет нагнетательной линии

1. Находим внутренний диаметр трубопровода:

2. Скорость движения потока:

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе:

4. Критические значения числа Рейнольдса:

Так как , 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:

Гидравлический...