Проектирование нефтебаз (СНН)

Содержание:

Введение. 2

1.Краткая характеристика нефтебаз. 3

2.Хранение нефтепродуктов. 4

2.1. Определение емкости резервуарного парка. 4

2.2. Оборудование выбранных резервуаров. 6

3. Расчет сливо-наливных устройств. 10

4. Подбор дыхательной арматуры. 13

5. Расчет сливо-наливных устройств для автомобильных цистерн. 15

6. Гидравлический расчет 17

7. Подогрев нефтепродуктов 43

8. Мероприятия по охране окружающей среды.…………………………………….45

9. Системы канализации, отопления и вентиляции. 47

10. Электрохимическая защита. 49

11. Описание технологической схемы. 50

Список использованных источников: 51

Введение.

Современные предприятия нефтепродуктообеспечения – это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтепродуктами.

Выросшие требования к качеству нефтепродуктов предопределяют и условия работы предприятий нефтепродуктообеспечения, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений.

Проектирование предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) должно проводиться в соответствии с требованиями методических рекомендаций ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами», СНБ 3.02.01-98 «Склады нефти и нефтепродуктов» и другой нормативной документации.

В состав СНН входят комплекс технологических зданий, сооружений и устройств, предназначенных для приема, хранения, выдачи нефти и нефтепродуктов, а также подсобно-производственные и бытовые здания и сооружения, обеспечивающие их нормальную эксплуатацию.

Проектирование нефтебаз должно выполняться на основании утвержденной схемы развития и размещения предприятий по обеспечению нефтепродуктами, а также задания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленном порядке.

Задание на курсовое проектирование

«Проектирование нефтебаз (СНН)».

Назначение нефтебазы	Грузооборот, тыс.тонн/год	Расстояние до поставщика, км.	Характеристика района потребления	Средняя максимальная/ минимальная температура, С
	Топливо	Масло

Распределительная	ж/д

Краткая характеристика нефтебаз.

Склады нефти и нефтепродуктов (СНН) подразделяются на две группы – первую и вторую.

К первой группе относятся самостоятельные склады, предназначенные для хранения и снабжения нефтью и нефтепродуктами различных потребителей; товарно-сырьевые склады (парки) нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; резервуарные парки насосных станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов: перевалочные склады (базы) нефти и нефтепродуктов.

Склады нефти и нефтепродуктов первой группы в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице 1.

Таблица 1.

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара,.м3	Общая вместимость склада м3
I	-	Св. 100 000
II	-	Св. 20 000 до 100 000 включ.
IIIа	До 5000 включ.	Св. 10 000 до 20 000 включ.
IIIб	’’ 2000 ’’	Св. 2 000 до 10 000 включ.
IIIв	’’ 700 ’’	До 2 000 включ.

По функциональному назначению нефтебазы подразделяются на:

перевалочные;
перевалочно-распределительные;
распределительные.

По транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов:

железнодорожные;
водные (морские и речные);
трубопроводные;
автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.

По номенклатуре хранимых нефтепродуктов:

нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов;
нефтебазы общего хранения.

По годовому грузообороту:

Таблица 2.

Класс нефтебаз.	Грузооборот, тыс.т/год
1	от 500 и более
2	св.100 до 500 вкл.
3	св.50 до 100 вкл.
4	св.20 до 50 вкл.
5	от 20 и менее

Таким образом, проектируемую нефтебазу можно классифицировать как:

- первой группы, категория по вместимости III-б, 3 класс по грузообороту, железнодорожная, распределительная, общего хранения.

2. Хранение нефтепродуктов.

Определение емкости резервуарного парка.

Норма запаса нефтепродукта на расчетный период определяется как сумма текущего и страхового запасов:

Vi = Viт + Viст, где

Vi – норма запаса i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;

Viт – текущий запас i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;

Viст – страховой запас i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;

При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродуктов нормы запаса должны определяться по следующей формуле для распределительных железнодорожных нефтебаз:

где:

Qi – среднее месячное потребление i-го нефтепродукта, т. Определяется из условия помесячного равномерного потребления в течение расчетного года;

Кн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (для всех видов топлив Кн = 1,1; а для масел и смазок Кн = 1.5; по таблице 3.

Таблица 3.

Характеристика районов

Потребления

Коэффициент неравномерности

потребления нефтепродуктов

Все виды топлива

Масла, смазки

Промышленные города

Промышленные районы

Промышленность потребляет 70%

Промышленность потребляет 30%

Сельскохозяйственные районы

1,1

1,2

1,5

1,7

1,3

1,5

1,8

2,0

2,5

Тц — транспортный цикл поставок нефтепродукта, сутки (Тц = 13, т.к. расстояние до поставщика 1000 км);

К1 = 1,2 — коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн);

r — плотность нефтепродукта, т/м3;

Viст — норма страхового запаса, м3;

30 — среднее число суток в месяце.

Нормы запаса каждого продукта для проектируемой нефтебазы составляют:

– топливо:

– масла

По нормам запаса выбираем резервуары для хранения нефтепродуктов с учетом коэффициентов использования резервуара. Норма запаса является расчетной вместимостью резервуарного парка для каждой марки нефтепродукта.

где:

расчетная вместимость для i-го нефтепродукта, м3.

коэффициент использования ёмкости резервуаров. Для резервуаров без понтона = 0,85.

Исходя из полученных расчетов для хранения различных нефтепродуктов подбираем резервуарный парк, в котором для хранения светлых и тёмных нефтепродуктов выбираем вертикальные стальные и горизонтальные резервуары без понтона.

Для Н-80: 5РВС-400 и РВС-300.

Для Аи-92: 3РВС-400.

Для Аи-98: 2РВС-400

Для Аи-95: 2РВС-400.

Для ДЛ: 7РВС-300.

Для КС-19: РВС-300 и РВС-200.

Для : 3РГС-100.

Для : РГС-50.

Итого в резервуарном парке светлых нефтепродуктов размещается 16 вертикальных резервуаров, а в резервуарном парке темных нефтепродуктов – 8 горизонтальных резервуаров.

Оборудование выбранных резервуаров.

Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь следующее оборудование (рис. 1):

Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащают дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборником типа ПСР.

Рис. 1. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре:

а) для хранения маловязких нефтепродуктов: 1 - верхний световой люк: 2 - вентиляционный патрубок; 3 - огневой предохранитель; 4 - основной механический дыхательный клапан; 5 - замерный люк; 6 - уровнемер; 7 - нижний люк-лаз; 8 - водоспускной кран; 9-хлопушка; 10-грузовой патрубок; II-перепускное устройство; 12-подъемник хлопушки; 13 - предохранительный гидравлический дыхательный клапан

б) - для хранения высоковязких нефтепродуктов; 1 - верхний световой люк; 1 - вентиляционный патрубок; 3 - замерный люк; 4 - уровнемер; 5 - нижний люк-лаз; 6 - водоспускной кран; 7 - шарнирная подъемная труба; 8-перепускное устройство; 9-грузовой патрубок

Указатель уровня

Указатель уровня состоит из трех узлов: показывающего прибора с отсчитывающим механизмом, пружинным двигателем постоянного момента и механизма проверки зацепления мерной ленты, смонтированными в едином корпусе; гидрозатвора с угловыми роликами и защитными трубами; поплавка с направляющими тягами и натяжным устройством.

Разработаны различные модификации УДУ: для вертикальных наземных резервуаров УДУ-5М, для заглубленных резервуаров УДУ-5А, для резервуаров с плавающей крышей УДУ-5Б, для резервуаров высокого давления (до 0,03 МПа) УДУ-5Д.

В настоящее время промышленность выпускает уровнемеры УДУ-10 нескольких модификаций, позволяющих вести оперативный контроль и товарные операции по отпуску и приему нефтепродуктов в резервуары различных конструкций. В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоединения к ним потенциометрических и кодоимпульсных датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт.

Пробоотборник типа ПСР

Пробоотборник типа ПСР позволяет автоматически отбирать из резервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это достигается путем выделения в резервуаре столбика нефтепродукта по всей высоте налива. Пробоотборник ПСР-4 состоит из трех основных узлов: верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.

Наряду с пробоотборником ПСР-4, предназначенным для отбора средних проб нефтепродуктов с вязкостью до 1200 м2/с при 50 °С из наземных вертикальных резервуаров на нефтебазах применяют: ПСР-5-для отбора средних проб маловязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров, ПСР-6 - для отбора средних проб вязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров и ПСР-7-для отбора средних проб нефтепродуктов из резервуаров с понтонами. Принцип работы ПСР всех типов одинаков. Они различаются только конструкциями.

Пеногенератор представляет собой генератор высокократной пены (ГВП) в комплекте с пенокамерой. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя. При этом образующаяся высокократная воздушная механическая пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на резервуарах с понтонами, для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой. Во избежание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара

поперечное сечение вентиляционных патрубков затягивают медной сеткой.

Диаметр вентиляционного патрубка обычно принимают равным диаметру приемораздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арматуру на резервуарах не устанавливают.

Люк-лаз, помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при проведении огневых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люка-лаза 500 мм.

Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наибольшую температуру. Подъем трубы осуществляется специальной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка, устанавливаемого на ее конце и поддерживающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефтепродукта. Поднимать трубу можно до определенной высоты, в пределах которой она может опускаться под собственным весом. При углах подъема больше 70-75° возможно заклинивание поворотного шарнира, поэтому длина подъемной трубы принимается равной:

lt = L-hl / sin 70° ,

где: L - высота резервуара;

hi - расстояние от дна резервуара до поворотного шарнира трубы.

Для уменьшения входной скорости нефтепродукта конец подъемной трубы срезается под углом 30°.

Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды. Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке, нормальная высота которой 3-5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. На рисунке показана управляемая хлопушка, которую обычно устанавливают на приемной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемо-раздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используют хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок.

Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия их основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоопвода.

Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуара у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу, образовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохранительный клапан, который срабатывает при повышении расчетного давления и вакуума на 5-10%.

3. Расчет сливо-наливных устройств.

Число наливных маршрутов Nм и количество цистерн n, принятых или отгруженных за сутки определяем из следующих уравнений:

где Qi годовой грузооборот по маркам и по приему железнодорожным транспортом.

Pн вес наливного маршрута (от 1500 до 3000), т.

qн грузоподъемность одной цистерны, т.

Кн коэффициент неравномерности потребления.

Для Н-80:

Для Аи-92:

Для ДЛ:

Для Аи-95:

Для Аи-98:

Для КС-19:

Для :

Nм = 0,1678.

Исходя из полученных расчетов, определяем, что на нефтебазу состав приходит 1 раз в 6 суток:

Для Аи-95:

на нефтебазу будет приходить 6 цистерн за 1 маршрут;

Для АИ-92:

на нефтебазу будет приходить 8 цистерн за 1 маршрут;

Для Н-80:

на нефтебазу будет приходить 15 цистерн за 1 маршрут;

Для ДЛ:

на нефтебазу будет приходить 14 цистерн за 1 маршрут;

Для Аи-98:

на нефтебазу будет приходить 5 цистерна за 1 маршрут;

Для КС-19:

на нефтебазу будет приходить 3 цистерны за 1 маршрут;

Для ТАД17:

на нефтебазу будет приходить 3 цистерны за 1 маршрут.

Для :

на нефтебазу будет приходить 2 цистерны за 1 маршрут.

Длина железнодорожной эстакады

На нефтебазе будет располагаться эстакада для светлых нефтепродуктов и эстакада для темных. Выбираем двухстороннюю эстакаду типа КС-2 для темных нефтепродуктов, обслуживающую 8 цистерн. А для светлых двухстороннюю эстакаду типа КС-8 обслуживающую 48 цистерну.

По приходу железнодорожного состава на эстакаду необходимо произвести слив НП из цистерны. Выбираем нижний слив темных и светлых НП закрытого типа.

4. Подбор дыхательной арматуры.

Выбор типа дыхательной арматуры зависит от давления насыщенных паров хранимого нефтепродукта и от конструкции крыши резервуара. Поскольку у бензина давление насыщенных паров больше 26,6 кПа, то для него на резервуар устанавливаем дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предохранителями, для всех других нефтепродуктов - вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Минимальная пропускная способность арматуры определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций. Согласно п. 5.1.4 ВНТП 5-95 время непосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединение и заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемных анализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т.п.) слива и налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин. Поэтому производительность приемо-раздаточных операций определится по формуле:

V – объем приходящего на нефтебазу продукта за маршрут.

t=80 мин.

Для АИ-92 (РВС 400):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

где Q - объём закачки продукта в резервуар;

M1 – производительность закачки;

V – полезный объём резервуара.

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем клапан КДС2-1500.

Для Н-80 (РВС 400):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем клапан КДС2-3000.

Для Н-80 (РВС 300):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем клапан КДС2-3000.

Для АИ-95 (РВС 400):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем клапан КДС-1000.

Для АИ-98 (РВС 400):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем клапан КДС2-1500.

Для ДЛ (РВС 300):

Рассчитаем объём закачки продукта в резервуар:

где Q - объём закачки продукта в резервуар;

M1 – производительность закачки;

V – полезный объём резервуара.

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем огневой предохранитель ОП-350

Для КС-19 (РГС 100):

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем огневой предохранитель ОП-150

Для ТАД17(РГС-50)

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем огневой предохранитель ОП-150

Для М63/10В(РГС-100)

Дыхательная арматура должна обладать пропускной способностью большей, чем расчётная на 15%, т.е.

Согласно рекомендациям на каждый резервуар выберем огневой предохранитель ОП-150

5. Расчет сливо-наливных устройств для автомобильных цистерн.

Для налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны на нефтебазах должны применяться специальные, в том числе автоматизированные, устройства верхнего или нижнего налива, оборудованные насосными агрегатами, пультом дистанционного управления, устройствами для задачи дозы отпускаемого нефтепродукта, Предотвращения перелива, герметизации цистерн, а также автоматическими системами измерения количества нефтепродуктов в единицах массы (объема) и оформления товарных документов.

Наливные устройства для налива легковоспламеняющихся и маловязких горючих жидкостей должны быть оборудованы центробежными, а для налива масел и других горючих жидкостей - роторными насосами.

Для уменьшения гидравлических ударов, обеспечения безопасных скоростей перекачки и точности учета наливные устройства следует оснащать оборудованием, обеспечивающим подачу нефтепродукта в начальной и завершающей фазе налива не более 30 м3/ч.

Наливные устройства следует располагать на отдельных рабочих местах (островках), объединенных по группам нефтепродуктов в наливные станции. В зависимости от типа прибывающих автомобильных цистерн и объема отгрузки отдельных марок (сортов) нефтепродукта рабочие места должны обеспечивать налив как одиночных, так и автопоездов.

Управление наливом должно быть дистанционным из операторной и по месту.

Расчетное количество наливных устройств станции налива следует определять для каждой марки(сорта) нефтепродуктов по формуле:

где:

Qi - среднее суточное потребление нефтепродукта, т;

q - расчетная производительность наливных устройств;

t - количество часов работы наливных устройств в сутки;

- плотность нефтепродукта, т/м3;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов.

Производительность наливных устройств при механизированном наливе без учета времени на вспомогательные операции следует принимать:

для нефтепродуктов с вязкостью до 60 10-6 м2/с- 40...100м3/ч.

для нефтепродуктов с вязкостью от 60 10-6 м2/с до 60010-6 м2/с - 30...60 м3/ч.

Для Н-80:

следовательно, для налива Н-80 потребуется одно наливное устройство.

Для АИ-92:

следовательно, для бензина АИ-92 потребуется одно наливное устройство.

Для Аи-95:

следовательно, для бензина Аи-95 потребуется одно наливное устройство.

Для ДЛ:

следовательно, для налива ДЛ потребуется одно наливное устройство.

Для Аи-98:

следовательно, для Аи-98 потребуется одно наливное устройство.

Для КС-19:

следовательно, для масла КС-19 потребуется одно наливное устройство.

Для ТАД17:

следовательно, для масла Т22 потребуется одно наливное устройство.

Для М63/10В:

следовательно, для масла И-Г-А-32 потребуется одно наливное устройство.

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

6.1 СВЕТЛЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ:

Согласно п. 5.1.4 ВНТП 5-95 время непосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединение и заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемных анализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т.п.) слива и налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин. Поэтому расходы соответственно будут равны:

Для Н-80 м3/ч

Для Аи-92 м3/ч

Для Аи-95 м3/ч

Для Аи-98 м3/ч

Для Дл м3/ч

В общем случае потери в сети определяются

Нг – разность геодезических отметок;

hвс – потери напора во всасывающей линии трубопровода;

hн – потери напора в нагнетательной линии трубопровода;

р1 – давление над свободной поверхностью жидкости в цистерне;

р2 - давление над свободной поверхностью жидкости в резервуаре;

- плотность нефтепродукта.

для Аи-92:

Найдём диаметр коллектора, задавшись рекомендуемой скоростью движения нефтепродукта в коллекторе:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

dнар=273мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

м2

Тогда: м/с

Расчет пропускной способности отводной трубы:

Qотв=Qк=360 м3/ч м/с

dк=dотв= 263 мм

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб, смешенного трения, квадратичного трения. Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса, найденные на основании экспериментов:

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/263=3,8

RеI=10/3,8=26315

RеII=500/3,8=1,6

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Подберем диаметр нагнетательной трубы:

dнар=245 мм, =5 мм, dвн=235 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

- расстояние от насосной до последнего резервуара

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/235=4,255

RеI=10/4,255=23501

RеII=500/4,785=1175088

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Запишем потери напора в сети:

Примем насос марки 6НДв-Бт. Для него допустимый кавитационный запас можно принять 4 м. Давление насыщенных паров возьмем для бензина АИ-92, чтобы рассчитать наибольшее заглубление.

Насос необходимо заглубить на 6 м.

ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Произведем проверку необходимости перерасчета характеристик насоса по РД 39-30-990-81.

Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по формуле:

=4840000,

где n - частота вращения ротора насоса, об/с; D0 - наружный диаметр рабочего колеса, м (D0 =0,4 м); Vр –коэффициент кинематической вязкости, м2/с.

Определяют переходное число Reп, в зависимости от nS

ReП =3,16105 65-0.305 =88460,32

Т.к. для насоса Re>ReП, то пересчета не требуется.

Из рисунка видно, что пропускная способность насоса больше, чем нам нужна.

Уменьшим частоту вращения вала насоса:

Если характеристика насоса имела вид, то после изменения частоты вращения

Где: А=а, B=b/n2- при последовательном соединении

Строим совместную характеристику работы насоса и сети:

Пересчитаем КПД:

КПД находится в допустимых пределах.

Для Н-80:

Найдём диаметр коллектора, задавшись рекомендуемой скоростью движения нефтепродукта в коллекторе:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

dнар=273мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

Расчет пропускной способности отводной трубы:

Qотв=Qк=675 м3/ч м/с

dк=dотв= 263 мм

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/263=3,8

RеI=10/3,8=26315

RеII=500/3,86=13

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Подберем диаметр нагнетательной трубы:

dнар=273 мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

- расстояние от насосной до последнего резервуара

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/235=4,255

RеI=10/4,255=23501

RеII=500/4,785=1175088

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Запишем потери напора в сети:

Насос необходимо заглубить на 6 м.

ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Произведем проверку необходимости перерасчета характеристик насоса по РД 39-30-990-81.

Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по формуле:

=4840000,

Определяют переходное число Reп, в зависимости от nS

ReП =3,16105 65-0.305 =88460,32

Т.к. для насоса Re>ReП, то пересчета не требуется.

Из рисунка видно, что пропускная способность насоса больше, чем нам нужна.

Уменьшим частоту вращения вала насоса:

Если характеристика насоса имела вид, то после изменения частоты вращения

Строим совместную характеристику работы насоса и сети:

Пересчитаем КПД:

КПД находится в допустимых пределах.

Для ДЛ: Найдём диаметр коллектора, задавшись рекомендуемой скоростью движения нефтепродукта в коллекторе:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

dнар=273мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

Расчет пропускной способности отводной трубы:

Qотв=Qк=630 м3/ч м/с

dк=dотв= 263 мм

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/263=3,8

RеI=10/3,8=26315

RеII=500/3,8=1,3

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Подберем диаметр нагнетательной трубы:

dнар=245 мм, =5 мм, dвн=235 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

- расстояние от насосной до последнего резервуара

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/235=4,255

RеI=10/4,255=23501

RеII=500/4,785=1175088

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Запишем потери напора в сети:

Примем насос марки 6НДв-Бт. Для него допустимый кавитационный запас можно принять 4 м.

ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Произведем проверку необходимости перерасчета характеристик насоса по РД 39-30-990-81.

Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по формуле:

=4840000,

Определяют переходное число Reп, в зависимости от nS

ReП =3,16105 65-0.305 =88460,32

Т.к. для насоса Re>ReП, то пересчета не требуется.

Из рисунка видно, что пропускная способность насоса больше, чем нам нужна.

Уменьшим частоту вращения вала насоса:

Если характеристика насоса имела вид, то после изменения частоты вращения

Где: А=а, B=b/n2- при последовательном соединении

Строим совместную характеристику работы насоса и сети:

Пересчитаем КПД:

КПД находится в допустимых пределах.

Для Аи-98:

Найдём диаметр коллектора, задавшись рекомендуемой скоростью движения нефтепродукта в коллекторе:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

dнар=273мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

Расчет пропускной способности отводной трубы:

Qотв=Qк=225м3/ч /с

dк=dотв= 263мм

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/263=3,8

RеI=10/3,86=26315

RеII=500/3,86=1,3

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Подберем диаметр нагнетательной трубы:

dнар=245 мм, =5 мм, dвн=235 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

- расстояние от насосной до последнего резервуара

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/235=4,255

RеI=10/4,255=23501

RеII=500/4,785=1175088

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Запишем потери напора в сети:

Примем насос марки 6НДв-Бт. Для него допустимый кавитационный запас можно принять 4 м. Давление насыщенных паров возьмем для бензина АИ-98, чтобы рассчитать наибольшее заглубление.

Насос необходимо заглубить на 6 м.

ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Произведем проверку необходимости перерасчета характеристик насоса по РД 39-30-990-81.

Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по формуле:

=4840000,

Определяют переходное число Reп, в зависимости от nS

ReП =3,16105 65-0.305 =88460,32

Т.к. для насоса Re>ReП, то пересчета не требуется.

Из рисунка видно, что пропускная способность насоса больше, чем нам нужна.

Уменьшим частоту вращения вала насоса:

Если характеристика насоса имела вид, то после изменения частоты вращения

Строим совместную характеристику работы насоса и сети:

Пересчитаем КПД:

КПД находится в допустимых пределах.

для Аи-95:

Найдём диаметр коллектора, задавшись рекомендуемой скоростью движения нефтепродукта в коллекторе:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

dнар=273мм, =5 мм, dвн=263 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

Расчет пропускной способности отводной трубы:

Qотв=Qк=270 м3/ч м/с

dк=dотв= 263 мм

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/263=3,8

RеI=10/3,8=26315

RеII=500/3,8=1,3

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Подберем диаметр нагнетательной трубы:

dнар=245 мм, =5 мм, dвн=235 мм.

Из уравнения неразрывности следует:

Тогда: м/с

- расстояние от насосной до последнего резервуара

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Как видно, Re>2320, значит режим течения турбулентный.

где = Кэ/Dвн – относительная шероховатость труб

Dвн – внутренний диаметр трубы,

Kе – шероховатость.

= Кэ/Dвн=0,1/235=4,255

RеI=10/4,255=23501

RеII=500/4,785=1175088

RеI< Rе< RеII - зона смешенного трения

3. 4. Определим по формуле Лейбензона потери напора в сети:

Запишем потери напора в сети:

Насос необходимо заглубить на 6 м.

ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

Произведем проверку необходимости перерасчета характеристик насоса по РД 39-30-990-81.

Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по формуле:

=4840000,

Определяют переходное число Reп, в зависимости от nS

ReП =3,16105 65-0.305 =88460,32

Т.к. для насоса Re>ReП, то пересчета не требуется.

Из рисунка видно, что пропускная способность насоса больше, чем нам нужна.

Уменьшим частоту вращения вала насоса:

Если характеристика насоса имела вид, то после изменения частоты вращения

Где: А=а, B=b/n2- при последовательном соединении

Строим совместную характеристику работы насоса и сети:

Пересчитаем КПД:

КПД находится в допустимых пределах.

6.2 ТЕМНЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ

Согласно п. 5.1.4 ВНТП 5-95 время непосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединение и заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемных анализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т.п.) слива и налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин. Поэтому расход соответственно будет равен:

Слив нефтепродуктов через длинный патрубок:

При сливе нефтепродуктов самотеком через специальные устройства нижнего слива в безнапорные коллекторы или в приемный патрубок без учета изменения в них уровня нефтепродукта можно принять р1 р2, тогда

где L – длина, м

D – диаметр котла цистерны, м

f – площадь сечения сливного прибора, м

- коэффициент расхода сливного устройства

где - вязкость нефтепродукта, м2/с

Рассчитываем коэффициент расхода сливного устройства для каждого продукта:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Определяем время полного слива для каждого продукта:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Расчет пропускной способности безнапорных трубопроводов круглого сечения.

Расход при сливе одной цистерны расход определяют:

Если из второй цистерны слив начался раньше на то

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

еще меньше и составит

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Расчетный расход в коллекторе равен сумме расходов из n цистерн:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Находим радиус коллектора Rk .

Для КС-19

Для ТАД17

Для М63/10В

Выбираю ближайший диаметр из стандартного ряда :

dнар=194 мм, =5 мм, dвн=184 мм

При данном рассчитать скорость движения нефтепродукта по трубопроводу :

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Потери на трение находим по формуле Дарси-Вейсбаха:

где: - коэффициент гидравлического трения

- длина трубопровода, м

Величина зависит от режима течения жидкости , характеризуемого

критерием Рейнольдса (Re) .

Определим Рейнольдс для каждого продукта:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

При Re 2000 течение нефтепродукта происходит при ламинарном режиме, величину для круглых труб определяют по формуле Стокса:

При 2320 Re 104 режим «переходный турбулентный», величину для круглых труб определяют по формуле Френкеля:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Потери напора в коллекторе с учетом местных сопротивлений:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Расчет пропускной способности отводной трубы

Пропускную способность отводной трубы при подключении к середине сливного коллектора рассчитывают по удвоенному расходу в коллекторе

Qот.=2Qk

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Исходя из стандартных значений диаметров выбираем подходящий:

Для КС-19: dнар=325мм, =7 мм, dвн=311 мм.

Для ТАД17: dнар=325мм, =7 мм, dвн=311 мм

Для М63/10В: dнар=273мм, =7 мм, dвн=259 мм

При данном рассчитать скорость движения нефтепродукта по трубопроводу :

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Потери на трение находим по формуле Дарси-Вейсбаха:

где: - коэффициент гидравлического трения

- длина трубопровода, м

Величина зависит от режима течения жидкости , характеризуемого

критерием Рейнольдса (Re) .

Определим Рейнольдс для каждого продукта:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

При 2320 Re 104 режим «переходный турбулентный», величину для круглых труб определяют по формуле Френкеля:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Потери напора в коллекторе с учетом местных сопротивлений:

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

Произведем суммарный расчет потерь в коммуникациях

Для КС-19:

Для ТАД17:

Для М63/10В:

7. Подогрев нефтепродуктов

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах.

Подогрев высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов следует производить до температуры, обеспечивающей его кинематическую вязкость не более 600 10-6 м2/с, с учетом физико-химических свойств и длительности хранения нефтепродуктов.

Переносные паровые змеевики состоят из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения массы и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м2.

Небольшая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4-0,5 МПа.

Стационарные подогреватели применяют двух типов:

1). трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;

2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.

Переносные электрические подогреватели имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцовых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на «звезду», замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на «треугольник».

В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Такие подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает их от круглых электрических подогревателей.

Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы. Тупик, на котором производится подогрев, отсоединяют от общих путей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлетворять правилам безопасности электрических сооружений.

Электроиндукционный нагрев заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индуцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.

Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания.

В настоящее время применяют ряд устройств для циркуляционного подогрева, позволяющих производить слив основной массы нефтепродукта с подогревом и последующим подогревом остатка до температуры, при которой вязкость равна 5·10-10 м2/с, что обеспечивает полный слив и сокращает затраты энергии и время слива цистерн.

8. Мероприятия по охране окружающей среды.

Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной (далее СЗЗ). Размер СЗЗ определяется в целом по предприятию на основе расчетов концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов в атмосферу, от каждого источника выбросов с учетом среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня загрязнения, атмосферного воздуха и при этом концентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать предельно допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятия устанавливается соответствующими нормативными документами. Санитарно-защитная зона или какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная территория для расширения предприятия.

Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке, приеме и отпуске, выбор которых определяется расчетом.

Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технического решения следует принимать с учетом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов, на которые представлены убедительные доказательства отсутствия технологий по их переработке.

В проектах следует предусматривать мероприятия (обвалование, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.п.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов при авариях в производственную канализацию не допускается.

Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителями для сбора нефтепродукта сливаемого из этих устройств после окончания операций налива.

В проектах на строительство нефтебаз, при соответствующем обосновании, следует предусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой насосной станции ) и повторное использование очищенных сточных вод на мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытье резервуаров (при их зачистке).

В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы постоянного контроля загазованности рабочих зон и приземной части территории с помощью стационарных (по мере их выпуска промышленностью) и переносных газоанализаторов.

Для защиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территории нефтебаз, где проводятся операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин по периметру территории нефтебазы.

9. Системы канализации, отопления и вентиляции.

Теплоснабжение, отопление и вентиляцию зданий и сооружений нефтебаз следует проектировать в соответствии с нормами по проектированию тепловых сетей, котельных установок горячего водоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и нормами настоящего раздела.

Для нефтебаз следует предусматривать централизованное теплоснабжение (от тепловых сетей) или, при соответствующем обосновании, от собственной котельной.

Для отопления и вентиляции зданий и сооружений в качестве теплоносителя, как правило, следует применять горячую воду с температурой не более 150° С.

При наличии на нефтебазе технологических потребителей допускается только для производственных зданий и сооружений применение пара с температурой не более 130° С.

Необходимый воздухообмен в производственных зданиях и помещениях нефтебаз должен рассчитываться по количеству выделяющихся вредных веществ, тепла и влаги согласно требованиям СНиП 2.04.05-91.

На территории нефтебаз следует предусматривать производственно-дождевую канализацию для приема:

производственных сточных вод от систем охлаждения насосов продуктовых насосных станций, лабораторий, смыва площадок со сливо-наливными устройствами, полов в продуктовых насосных станциях и др.;
подтоварных вод из резервуаров;
дождевых и талых вод с открытых площадок для сливо-наливных устройств, обвалованной площадки резервуарного парка и других мест, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами;
воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

Бытовые сточные воды в количестве не более 5 м3/сут, очищенные на местных очистных сооружениях, при отсутствии бытовой канализации допускается отводить в производственно-дождевую канализацию.

Сточные воды от очистки резервуаров для нефтепродуктов не допускается сбрасывать в сеть канализации. Эти воды, а также размытый в резервуарах для хранения нефтепродуктов нефтешлам, должны отводиться по трубопроводам со сборно-разборными соединениями в шламонакопители.

Отстоявшаяся вода в шламонакопителях должна отводиться сетью производственно-дождевой или производственной канализации на очистные сооружения нефтебазы.

Прокладка самотечных сетей производственной канализации внутри обвалованной территории резервуарного парка должна быть подземной, закрытой. В смотровых колодцах вместо лотковой части должны применяться тройники-ревизии.

Для дождевой канализации допускается устройство лотков, перекрытых съемными плитами и решетками. Сброс подтоварных вод от резервуаров в сеть производственной канализации, прокладываемой внутри обвалованной территории, должен предусматриваться с разрывом струи.

Дождеприемники на обвалованной площадке резервуарного парка должны быть оборудованы запорными устройствами (хлопушками, задвижками и др.), приводимыми в действие с ограждающего вала или из мест, находящихся за пределами внешнего ограждения (обвалования) парка, позволяющими направлять загрязненные воды в нормальных условиях в систему производственно-дождевой канализации, а при наличии утечек или аварии в технологические аварийные сборники входящие в состав нефтебазы.

Сбор уловленных нефтепродуктов от всех сооружений производственной и производственно-дождевой канализации (нефтеловушек, резервуаров-отстойников, флотационных установок и др.) следует предусматривать в отдельный резервуар объемом не менее 5 м3.

Насосные станции для перекачки уловленных нефтепродуктов следует проектировать по нормам проектирования продуктовых насосных станций нефтебазы.

Оборудование канализационных насосных станций следует принимать в соответствии с расходами сточных вод и принятой схемы очистки.

10. Электрохимическая защита.

Электрохимическая защита подземных металлических сооружений от коррозии должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89.

Выбор принципиальных и схемных решений, а также расчеты параметров электрохимической защиты рекомендуется производить с использованием действующей нормативно-технической документации по электрохимической защите площадочных сооружений (компрессорных станций, промыслов и т.п.) или "Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".

Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн и резервуарные парки, расположенные в зоне влияния электрифицированных железных дорог следует проектировать с учетом требований, изложенных в "Указаниях по проектированию защиты от искрообразований на сооружениях с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями при электрификации железных дорог". При этом принимаемые решения не должны снижать эффективность защиты от электрической коррозии.

Допускается электрохимическая защита подземных сооружений без применения указанных мероприятий при условии, если расчетный ток катодной защиты будет принят с коэффициентом не менее 5 против варианта с исключенным влиянием защитных заземлений.

Для электрической изоляции подземных трубопроводов от заземленного оборудования и конструкций следует использовать изолирующие фланцы, выполненные по ГОСТ 25660-83. При этом изолирующие фланцы должны располагаться вне взрывоопасных зон или шунтироваться взрывобезопасными низковольтными искровыми разрядниками. Импульсное напряжение срабатывания не должно превышать 50% от эффективного напряжения пробоя изолирующего фланца на частоте 50 Герц.

Электрохимическая защита объектов нефтебазы должна выполняться с использованием кабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой. Допускается совместная прокладка кабелей электрохимзащиты с кабельными линиями других назначений в общих каналах, лотках или траншеях.

Контрольно-измерительные пункты для измерения защитных потенциалов должны быть установлены в точках дренажа, в местах изменения направления или пересечения защищаемых трубопроводов, в местах сближения защищаемых трубопроводов с сосредоточенными анодными заземлениями, в четырех диаметрально противоположных точках внешней поверхности подземных резервуаров. Расстояние между соседними контрольно-измерительными пунктами не должно превышать 50 м.

Допускается не предусматривать контрольно-измерительные пункты (кроме точек дренажа установок катодной защиты), если обеспечен электрический контакт с сооружением в заданной точке.

11. Описание технологической схемы.

На данной нефтебазе нефтепродукты поступают железнодорожным транспортом. Отгрузка производится автомобилями. Для отгрузки нефтепродуктов в автоцистерны применяем сливные стояки, установки автоматизированного типа с дистанционным управлением типа АСН12.

После поступления нефтепродукта на железнодорожную эстакаду, он идет на блок фильтров, после этого на всас насоса, причем каждая марка нефтепродукта забирается отдельными насосами, с помощью которых происходит заполнение резервуаров, выбранных на каждый нефтепродукт отдельно. Перед резервуарным парком расположен регулирующий блок задвижек. После заполнения резервуаров производим опорожнение трубопроводов от остатка перекачиваемого нефтепродукта. Для опорожнения продуктопроводов используются вакуумные установки.

Технологическая обвязка резервуаров и насосов позволяет при необходимости производить закачку нефтепродукта в любой резервуар, а также производить перекачку из одного резервуара в другой.

Список использованных источников:

П.И. Тугунов, В.Ф. Новосёлов, А.А.Коршак, А.М.Шаммазов Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов.-Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002.-658 с.
Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М., "Недра", 1975.
"Нормы проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами нефтебаз". ВНТП 595. М., 1997.

4. Едигаров С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982 г.

Проектирование нефтебаз (СНН)