проектирование и эксплуатация нефтебаз
.pdf
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
На линии всасывания:
|
|
|
|
735 |
|
|
1,37 |
2 |
|
h |
|
|
|
|
2,7м |
||||
0.0206 |
|
9,3 |
|
|
|||||
вс |
|
|
|
0.801 |
|
|
2 9.81 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
6. Определяем высоту взлива в резервуар
где
Н |
взл |
К |
З |
Н |
Р |
|
|
|
Н Р |
– высота резервуара; |
||
К З |
– коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с |
||
|
понтоном КЗ 0,9 . |
||
|
Н |
взл |
0,9 17,9 16,11м |
|
|
|
|
7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода
z 9 3 6м
8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания
Н h |
Н |
взл |
наг |
|
z 3,5 16,11 6 25,61м
9. Необходимая высота всасывания насоса
H |
S |
h |
z h |
|
0 |
в с |
где h0 - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.
H |
S |
1 6 |
2,7 7,7 м |
|
|
|
Подбор насосно-силового оборудования.
Для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазах используют центробежные, поршневые и шестеренчатые насосы. При необходимости применяют вакуумные насосы и эжекторы.
Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные и поршневые насосы.
Насос выбираем основываясь на типе приемо-раздаточного устройства. В данном случае принимается ПРУ-700 для, обеих групп резервуаров, с производительностью 3950 м3/с на нагнетании и на всасывании 2500 м3/с. Исходя из этих данных выбираем центробежные насосы типа НК для ДЗ
и ДЛ.
Типоразмер |
Подача, |
Напор,м |
Частота |
КПД% |
|
м3/ч |
|
вращения, |
|
|
|
|
об/мин |
|
25НД-14х1 |
4000 |
216 |
2980 |
86 |
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
8. Сокращение потерь нефтепродукта от испарения.
Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5 % от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.
Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект.
Газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5…3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл.Особое значение исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода. Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев можно увеличиватьсяПроектирование1,5 раза. перевалочнойПри движениинефтебазынефти по
Изм. Лист |
№ докум. |
Подпись Дата |
|
|
|
|
|
|
Разраб. |
Кофанов С.Ф. |
|
9. Сокращение потерь |
Лит. |
Лист |
Листов |
||
Провер. |
Бачериков А.С. |
|
|
1 |
|
2 |
||
|
нефтепродукта от |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
испарения. |
|
|
|
|
Лист |
Н. Контр. |
|
|
|
ТюмГНГУ гр.НТХ-03-2 |
||||
Утверд. |
|
|
Технологический |
расчет трубопроводов |
14 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
Изм. Лист |
№ докум. |
Подпись Дата |
|
|
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
трубопроводам газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосфере через дыхательную арматуру.
Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски
резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3-4 года, а алюминиевой – 1,5 –
2 г.
Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных
резервуарах от вида окраски их поверхности. |
Таблица 7 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Вид краски |
|
|
Потери |
из резервуара |
Сокращение потерь от |
|
|
|
|
|
в долях единицы |
вида окраски, % |
|
1.Черная |
или |
красная |
|
|
|
|
(новый |
неокрашенный |
|
1,00 |
0 |
||
резервуар). |
|
|
|
|
|
|
2.Белая краска |
(мл-12, |
|
0,46 |
54 |
||
ПХБ-1). |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
3.Алюминиевая |
старая |
|
|
|
||
обветренная |
после |
2-3 лет |
|
0,82 |
18 |
|
эксплуатации. |
|
|
|
|
|
|
4.Алюминиевая после0,5 |
– |
|
0,63 |
37 |
||
1 года эксплуатации. |
|
|
||||
|
|
|
|
|||
5.Алюминиевая свежая |
со |
|
|
|
||
сроком эксплуатации до 0,5 |
|
0,56 |
44 |
|||
года. |
|
|
|
|
|
|
Наиболее целесообразно применять резервуары с понтоном или с плавающей крышей, а также резервуары повышенного давления. В резервуары со стационарной крышей можно устанавливать дискиотражатели. Также эффективно хранить нефть и нефтепродукты в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. Газовая обвязка резервуаров дает
Сокращение потерь нефтепродукта от испарения
Изм. Лист |
№ докум. |
Подпись Дата |
Лист
2
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
наибольший эффект в резервуарных парках, где работа по приему и откачке совпадает как по производительности, так и по времени. В этом случае сохраняется значительное количество паров нефти и нефтепродуктов, которые перетекают из резервуара в резервуар. В то же время затраты на устройство газовых обвязок сравнительно невелики. Газовые обвязки рекомендуется выполнять по схеме, в которой все резервуары с нефтью или нефтепродуктами объединены в одну общую газоуравнительную систему. Это обеспечивает взаимозаменяемость всех резервуаров парка или группы резервуаров, связанных общими технологическими операциями.
Список использованной литературы.
1.Алиев Р. А., Белоусов В. Д., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1988.
2.Арзунян А.С., Афанасьев В.А., Прохоров А.Д. Сооружение нефтегазохранилищ: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1986.
3.Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.,
Недра, 1977.
4.Едигаров С.Г., Михайлов В.М. и др. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.
5.Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А., Маркова Л.М., Федорова Л.Я.
Железнодорожные перевозки нефтей и нефтепродуктов. Учебное пособие. Тюмень, 1994.
6.Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А., Маркова Л.М., Федорова Л.Я., Хойрыш Г.А. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Курс лекций.
Тюмень, 1998 г.
7.Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А. и др. Технологические нефтепроводы нефтебаз. Справочное издание. Тюмень, 1994.
8.Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.,
Недра, 1981.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
9.Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. Ленинград,
Недра, 1978.
|
|
Проектирование перевалочной нефтебазы |
|||
Изм. Лист |
№ докум. |
Подпись Дата |
|
|
|
Разраб. |
Кофанов С.Ф. |
Список использованной |
Лит. |
Лист |
Листов |
|
|
|
|
|
|
Провер. |
Бачериков А.С. |
|
|
1 |
1 |
|
|
литературы |
ТюмГНГУ гр.НТХ-03-2 |
||
Н. Контр. |
|
|
|||
Утверд. |
|
|
|
|
|