Проектирование перевалочной нефтебазы в районе г.Уфа

Суточная производительность нефтебазы для ДЗ:

Суточная производительность нефтебазы для ДЛ:

          Определим общую суточную производительность нефтебазы:

          Принимаем грузоподъемность маршрута из предела грузоподъемности маршрута от 2000 до 4000 тонн по соглашению с МПС.

          Определим количество маршрутов, приходящих в сутки:   

маршрут

          Определим число железнодорожных эстакад:

где Т – время пребывания маршрута на эстакаде. Время сливо-наливных операций регламентируется «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах и бункерных полувагонах». В механизированных пунктах налива независимо от вида нефтепродукта и грузоподъемности цистерн осуществляется за 2  часа.

принимаем

          Определим массу нефтепродукта в цистерне с учетом плотности. Принимаем цистерну равную 60 м3. Грузоподъемность цистерны определяем при наихудших условиях +390С, когда объем нефтепродукта максимальный.

            Определим число цистерн приходящих на нефтебазу в сутки:

для ДЗ:

для ДЛ:

          Определим общее количество цистерн приходящих в сутки:

цистерн

         Определим среднее число цистерн в маршруте:

          Определяем длину железнодорожной эстакады:

где li – длина цистерны, принимаем  l = 12,02м для цистерны объемом 60 м3.

      аi – число цистерн

Для двухсторонней эстакады:

          Принимаем эстакаду типа НС-10 длиной 360 метров, принимающая 60 четырехосных цистерны.

          Определим максимальный V цистерн с одним и тем же нефтепродуктом, которое поставляется одним и тем же маршрутом:

          для ДЗ:

          для ДЛ:

         Определяем требуемую производительность от насосной станции для перекачки продуктов из резервуаров в железнодорожные  цистерны:

          для ДЗ:

          для ДЛ:

.

6.РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

СХЕМЫ.

 Графически изображённая система трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, обеспечивающая одновременно их приём и отпуск с необходимой пропускной способностью в зависимости от назначения нефтебазы, внутрибазовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом, закреплённым за данной группой нефтепродуктов, и сохранения качества нефтепродуктов, называется схемой технологических трубопроводов. При проектировании объектов технологического назначения необходимо руководствоваться «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)». В соответствии с «Нормами» схема технологических трубопроводов должна иметь минимальное количество трубопроводов и запорной арматуры и обеспечивать:

а) включение и выключение любого насоса, задвижки и отключение участка трубопроводов без остановки других насосов;

б) взаимозаменяемость одного насосов для соответствующих групп нефтепродуктов;

в) одновременную работу нескольких насосов для выполнения операций по перекачке нефтепродуктов на нефтебазе;     

г) опорожнение трубопроводов;

д) заполнение всасывающей линии центробежного насоса;

е) применение автоматики, контроля и управления технологическими операциями;

ж) применение прогрессивных централизованных способов снабжения по­требителей нефтепродуктами;

з) исключение смешения нефтепродуктов.

Правильно составленная схема является основой для эффективной эксплуа­тации нефтебазы. При ее разработке необходимо предусматривать возможность для дальнейшего развития базы. Количество трубопроводов и насосов зависит от ассортимента нефтепродуктов, необходимой пропускной способности по приему и отпуску, одновременности технологических  операций на нефтебазе.

Технологическая схема представлена в приложении к записке.

При проектировании схемы технологических трубопроводов необходимо предусматривать использование одного трубопровода для последовательной перекачки по нему (при условии опорожнения) нескольких нефтепродуктов входящих в состав одной и той же группы.

 На нефтебазах 1-ой группы схемы технологических трубопроводов бывают, как правило, двухпроводными, когда к каждому резервуару подходят два трубо­провода. Двухпроводные сети обеспечивают маневренность в работе и проведение одновременно нескольких операции. Обвязка резервуаров технологическими трубопроводами должна предусматривать возможность перекачки нефтепродук­тов из одного резервуара  в другой  в  случае пожара или

аварии. Однопроводные схемы приметают  большей частью  на временных нефтебазах ила нефтебазах 2-й группы,  имеющих незначительный  грузооборот нефтепродуктов. На схеме указывают : основное оборудование насосных станции, причалов, наружных трубопроводов, задвижки.

7.    Технологический расчет трубопроводов.

Технологический расчет трубопроводов заключается в определении оптимальных параметров трубопроводов (внутренний и наружный диаметры, толщина стенки), подборе насосного оборудования, расчете режима эксплуатации трубопроводов.

Трубопровод выполняет свое назначение, если он обеспечивает перекачку нефтепродукта при наименьших затратах. Это зависит от ряда параметров: диаметра труб, давления, создаваемого насосом, разности геодезических отметок начала и конца трубопровода и температуры перекачиваемого продукта.

Для правильной эксплуатации нефтебаз необходимо иметь гидравлические характеристики трубопроводно-насосных систем. При сооружении или реконструкции нефтебаз гидравлические расчеты выполняют проектные организации. На действующих нефтебазах эти операции производит технический персонал.

            Гидравлический расчет трубопроводов.

Цель гидравлического расчета – обеспечение заданной производительности перекачки. При применении насосной установки рассчитывается рабочий режим насосной установки, определяют мощность двигателя. Исходными данными являются: расход, физические свойства нефтепродуктов, профиль и план трассы, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопроводов.

Гидравлический расчет ведется для самых неблагоприятных условий эксплуатации трубопровода и для самых удаленных и высокорасположенных точек коммуникаций и объектов.

Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока по формуле:

где Q – производительность, м3/ч, принимаемая равной пропускной способности приемно-раздаточного устройства при наибольшей величине (табл.1)

ν – скорость движения жидкости в трубах. м/с, принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов ( табл.2.)

Табл.1.

Характеристика приемо-раздаточных устройств

Табл.2.

Зависимость скорости от вязкости нефтепродуктов

6.1.1. Произведем гидравлический расчет трубопроводов, используемых для перекачки ДЛ.

     На РВС-20000 устанавливаем приемо-раздаточные устройства с условным диаметров 700мм.

     Выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950  м3/с на нагнетании и 2500 м3/с  на всасывании.

     1. Находим диаметр

     Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки δ=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки δ=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

      мм

            3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

    где Δэ– эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

Табл. 3.

Значение абсолютной шероховатости.

на всасывании

               на нагнетании                     

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Reпр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления  рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего

случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

Табл.4.

Некоторые значения коэффициентов местного сопротивления.

На линии всасывания:

3 задвижки ζ=0,05

4 тройника ζ=2,0

8 колен сваренных под углом 45° ζ=0,30

Фильтр для светлых нефтепродуктов ζ=1,7

                Счетчик ζ=10,0

               Суммарное число ζ=22,25

                На линии нагнетания:

5 задвижки ζ=0,05

6 колен сварных под углом 45° ζ=0,3

5 тройников ζ=2,0

Обратный клапан ζ=0,3

Суммарное число ζ=12,08

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуара

где  – высота резервуара;

  – коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

На выходе из резервуара выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950  м3/с на нагнетании и 2500 м3/с  на всасывании.

           1. Находим диаметр

     Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки δ=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки δ=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

      мм

            3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

    где Δэ– эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

на всасывании

               на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Reпр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления  рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего

случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

2 задвижки ζ=0,05

4 тройника ζ=2,0

4 колена сваренных под углом 45° ζ=0,30

                Суммарное число ζ=9,3

                На линии нагнетания:

5 задвижки ζ=0,05

10 колен сварных под углом 45° ζ=0,3

5 тройников ζ=2,0

Фильтр для светлых нефтепродуктов ζ=1,7

Обратный клапан ζ=0,3

Счетчик ζ=10,0

Суммарное число ζ=25,25

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуара

где  – высота резервуара;

  – коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

Произведем гидравлический расчет трубопроводов, используемых для ДЛ

     На РВС-20000 устанавливаем приемо-раздаточные устройства с условным диаметров 700мм.

     Выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950  м3/с на нагнетании и 2500 м3/с  на всасывании.

            1. Находим диаметр

     Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки δ=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки δ=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

      мм

            3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

    где Δэ– эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

Табл. 3.

Значение абсолютной шероховатости.

на всасывании

               на нагнетании                     

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Reпр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления  рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего

случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

3 задвижки ζ=0,05

4 тройника ζ=2,0

8 колен сваренных под углом 45° ζ=0,30

Фильтр для светлых нефтепродуктов ζ=1,7

                Счетчик ζ=10,0

               Суммарное число ζ=22,25

                На линии нагнетания:

5 задвижки ζ=0,05

6 колен сварных под углом 45° ζ=0,3

5 тройников ζ=2,0

Обратный клапан ζ=0,3

Суммарное число ζ=12,08

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуарах

где  – высота резервуара;

  – коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с

понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

На выходе из резервуара выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950  м3/с на нагнетании и 2500 м3/с  на всасывании.

1. Находим диаметр

Принимаем ближайший больший диаметр по сортаменту:

на всасывание D=820 мм с толщиной стенки δ=9 мм.

на нагнетание D=1020 мм с толщиной стенки δ=10 мм.

2. Внутренний диаметр

мм

      мм

            3. Фактическая скорость

на всасывании

на нагнетании

4. Определим режим движения нефтепродукта

Число Рейнольдса по формуле

где - вязкость при температуре -9°С

на всасывании

на нагнетании

Предельные числа Рейнольдса

    где Δэ– эквивалентная шероховатость. Она берется по табл. 3.

на всасывании

              на нагнетании

На всасывании и нагнетании 2320<Re<Reпр1, следовательно, режим течения турбулентный, и коэффициент гидравлического сопротивления  рассчитывается по формуле:

5. Потери напора по длине трубопровода с учетом местных сопротивлений находятся по формуле Дарси-Вейсбаха:

Найдем коэффициенты местных сопротивлений (табл.4.). Вычислим сумму коэффициентов местных сопротивлений для наихудшего

случая, т.е. в том случае, когда наибольшее число задвижек, тройников, поворотов и т.д.

На линии всасывания:

2 задвижки ζ=0,05

4 тройника ζ=2,0

4 колена сваренных под углом 45° ζ=0,30

                Суммарное число ζ=9,3

                На линии нагнетания:

5 задвижки ζ=0,05

10 колен сварных под углом 45° ζ=0,3

5 тройников ζ=2,0

Фильтр для светлых нефтепродуктов ζ=1,7

Обратный клапан ζ=0,3

Счетчик ζ=10,0

Суммарное число ζ=25,25

На линии нагнетания:

На линии нагнетания:

На линии всасывания:

6. Определяем высоту взлива в резервуар

где  – высота резервуара;

  – коэффициент заполнения резервуара, для резервуаров с понтоном .

7. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода

8. Необходимый общий напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания

9. Необходимая высота всасывания насоса

где - минимальный напор вначале всасывающего трубопровода.

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.

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 увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по 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

Наиболее целесообразно применять резервуары с понтоном или с плавающей крышей, а также резервуары повышенного давления. В резервуары со стационарной крышей можно устанавливать диски-отражатели. Также эффективно хранить нефть и нефтепродукты в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. Газовая обвязка резервуаров дает 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.

9.   Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. Ленинград, Недра, 1978.

Страницы: 1, 2